Рис.1.13. Прогнозування обсягів реалізації, собівартості та чистого прибутку ВАТ «Дніпропетровськгаз» на період 2008 -2010 років на основі кореляційно –регресійної економіко-математичної моделі діяльності ВАТ у 2005 -2007 роках (лінійна модель прогнозу)

Рис.1.14. Прогнозування рівня рентабельності власного капіталу ВАТ «Дніпропетровськгаз» на період 2008 -2010 років на основі кореляційно –регресійної економіко-математичної моделі діяльності ВАТ у 2005 -2007 роках (лінійні та нелінійні моделі прогнозу)

Рис.1.15. Прогнозування обсягів дефіциту джерел покриття запасів в ВАТ «Дніпропетровськгаз» на період 2008 -2010 років на основі кореляційно регресійної економіко-математичної моделі діяльності ВАТ у 2005 -2007 роках (лінійна модель прогнозу)

Рис.1.16. Прогнозування обсягів дефіциту ліквідності в ВАТ «Дніпропетровськгаз» на період 2008 -2010 років на основі кореляційно регресійної економіко-математичної моделі діяльності ВАТ у 2005 -2007 роках (лінійна модель прогнозу)

очікується подальше зниження рівня покриття виробничих запасів всіма видами джерел пасивів, що веде підприємство до рівня критичної межі нестійкого фінансового стану;

очікується зростання рівня рентабельності власного капіталу підприємства по валовому прибутку від реалізації та подальше збільшення збитковості рівня рентабельності власного капіталу по чистому прибутку після оподаткування;

очікується поступове зниження збитковості діяльності підприємства до рівня беззбиткової роботи у 2010 році, що повністю залежить від регульованого державою тарифу на реалізацію газу споживачам в умовах постійного зростання вартості газу, що поставляється в газорозподільні мережі ВАТ «Дніпропетровськгаз».

Таким чином, в умовах регульованого державою тарифу на реалізацію газу споживачам, ВАТ «Дніпропетровськгаз» повинно розробляти стратегію підвищення ефективності діяльності за рахунок зниження собівартості, послуг по транспортуванню та постачанню природного газу споживачам та отримання прибутку від інших видів діяльності по статуту:

проведення робіт по модернізації обладнання газотранспортної мережі;

проведення робіт по впровадженню нових систем обліку газу у споживачів на основі старт-карткових пристроїв попередньої оплати вартості поставленого газу, вбудованих в лічильники газу;

впровадження нових систем управління газотранспортними системами в області для зменшення витрат на ліквідацію аварій та своєчасної діагностики необхідності заміни та обслуговування обладнання.
1.3 Формування стратегії діяльності підприємства на період 2008 -2010 роки
В умовах віднесення транспортування та постачання газу в Україні до природних монополій, з метою надійного забезпечення галузей національної економіки та населення природним газом, підвищення відповідальності за своєчасне проведення розрахунків КМУ затвердив « Порядок забезпечення споживачів природним газом» [15], в якому встановлені фінансово-організаційного впливу зовні-нього середовища в газовій галузі економіки України на організацію діяльності ВАТ «Дніпропетровськгаз».

Встановлено, що потреба в природному газі задовольняється [15]:

1) населення - з ресурсу природного газу, який формується за рахунок продажу підприємствами, частка держави у статутному фонді яких перевищує 50 відсотків, господарськими товариствами, більш як 50 відсотків акцій (часток, паїв) яких перебуває у статутних фондах інших господарських товариств, контрольним пакетом акцій (часток, паїв) яких володіє держава, а також дочірніми підприємствами, представництвами та філіями таких підприємств і товариств, учасниками договорів про спільну діяльність, укладених за участю зазначених підприємств і товариств, та/або уповноваженими ними особами Національній акціонерній компанії "Нафтогаз України" всього обсягу природного газу (в тому числі нафтового (попутного) газу) власного видобутку, який здійснюється на підставі спеціальних дозволів на користування надрами, за винятком обсягів газу, що використовується видобувними підприємствами для виробничо-технологічних витрат, задоволення власних потреб і виробництва скрапленого газу, та з інших ресурсів Національної акціонерної компанії "Нафтогаз України".

Національна акціонерна компанія "Нафтогаз України" є уповноваженим суб'єктом з формування і розпорядження ресурсами природного газу, що використовується для задоволення потреб населення.

Відкрите акціонерне товариство "Укрнафта" (з урахуванням обсягів газу, видобутого його регіональними управліннями, а також на підставі договорів про спільну діяльність, укладених за участю зазначених управлінь), Національна акціонерна компанія "Надра України" (з урахуванням обсягів газу, видобутого її дочірніми підприємствами, а також на підставі договорів про спільну діяльність, укладених за участю зазначених підприємств), господарські товариства, більш як 50 відсотків акцій (часток, паїв) яких перебуває у статутному фонді інших господарських товариств, контрольним пакетом акцій (часток, паїв) яких володіє держава, реалізують видобутий природний газ виключно Національній акціонерній компанії "Нафтогаз України" за погодженою з Національною комісією регулювання електроенергетики ціною, яка не перевищує граничного рівня оптової ціни на природний газ, що використовується для задоволення потреб населення, без урахування тарифів на транспортування, постачання природного газу і збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на природний газ.

Реалізація природного газу для задоволення потреб населення здійснюється суб'єктами господарювання, що мають ліцензію на постачання природного газу за регульованим тарифом, за роздрібними цінами, встановленими Національною комісією регулювання електроенергетики;

2) установ та організацій, що фінансуються з державного і місцевих бюджетів, підприємств комунальної теплоенергетики, теплових електростанцій, електроцентралей та котелень суб'єктів господарювання (далі - підприємства), зокрема блочних (модульних) котелень (в обсязі, що використовується для надання населенню послуг з опалення та гарячого водопостачання, за умови ведення такими підприємствами окремого приладового та бухгалтерського обліку тепла і гарячої води), - з ресурсів природного газу Національної акціонерної компанії "Нафтогаз України" імпортного походження, а у разі його недостатності - з ресурсу природного газу власного видобутку за умови щомісячного задоволення потреби населення у природному газі;

Реалізація природного газу для потреб зазначених підприємств здійснюється дочірньою компанією "Газ України" та дочірнім підприємством "Газ-тепло" Національної акціонерної компанії "Нафтогаз України", суб'єктами господарювання, що мають ліцензію на постачання природного газу за регульованим тарифом, за цінами, що не перевищують граничних рівнів цін на природний газ, установлених Кабінетом Міністрів України;

3) дочірньої компанії "Укртрансгаз" Національної акціонерної компанії "Нафтогаз України", суб'єктів господарювання, що мають ліцензію на провадження господарської діяльності з розподілу природного і нафтового газу, для їх технологічних та інших виробничих потреб - з ресурсів імпортованого природного газу або з ресурсів природного газу Національної акціонерної компанії "Нафтогаз України" імпортного походження, а у разі його недостатності - з ресурсу природного газу власного видобутку, за умови щомісячного задоволення потреби населення у природному газі;

4) газодобувних підприємств для виробничо-технологічних витрат і власних потреб, а також виробництва скрапленого газу - за рахунок обсягів природного газу власного видобутку;

5) промислових споживачів та інших суб'єктів господарювання - з ресурсів газу:

- Національної акціонерної компанії "Нафтогаз України", отриманих за зовнішньоекономічними контрактами та договорами купівлі-продажу;

- товариств (підприємств), утворених за участю Національної акціонерної компанії "Нафтогаз України", які закуповують природний газ за зовнішньоекономічними контрактами;

- суб'єктів господарювання, що здійснюють видобуток природного газу, крім обсягів газу, які згідно з абзацом першим підпункту 1 пункту 2 цієї постанови підлягають продажу Національній акціонерній компанії «Нафтогаз України»;

- інших постачальників газу, які закуповують газ за зовнішньоекономічними контрактами;

- отриманого з Марківського газоконденсатного родовища за зовнішньоекономічними контрактами (угодами).

Споживачі, які не уклали договорів про закупівлю природного газу та/або не здійснюють розрахунків за використаний природний газ і послуги з його транспортування, обмежуються у газопостачанні або відключаються від газових мереж у встановленому порядку [15].

Суб'єкти господарювання, що мають ліцензію на постачання природного газу за регульованим тарифом, відкривають в установах уповноваженого банку поточні рахунки із спеціальним режимом використання для зарахування коштів за поставлений населенню, а також установам та організаціям, що фінансуються з державного і місцевих бюджетів, природний газ і надані послуги з його транспортування, розподілу та постачання. Алгоритм (порядок) розподілу коштів розробляється НАК "Нафтогаз України" та затверджується НКРЕ [15].

Діяльність суб'єктів господарювання, які отримали ліцензію на провадження господарської діяльності з постачання природного газу за регульованим тарифом, обумовлена «Ліцензійними умовами провадження господарської діяльності з постачання природного газу за регульованим тарифом» [18 ].

Умови діяльності підприємств в рамках “ Ліцензійних умов» спираються на наступні техніко-економічні терміни, які вживаються в такому значенні [18]:

Вузол обліку газу - сукупність засобів вимірювальної техніки та додаткового обладнання, призначеного для вимірювання об'єму газу, зведеного до стандартних умов.

Газопостачальне підприємство - суб'єкт господарювання, що здійснює постачання природного газу на підставі одержаної ліцензії безпосередньо споживачам згідно з укладеними договорами.

Газорозподільні мережі (розподільні газопроводи) - майновий виробничий комплекс, який складається з організаційно і технологічно пов'язаних об'єктів, призначених для транспортування природного і нафтового газу від газорозподільних станцій до споживачів.

Газорозподільне підприємство - суб'єкт господарювання, що здійснює діяльність з розподілу природного і нафтового газу шляхом його транспортування розподільними трубопроводами, які перебувають у його власності чи користуванні.

Газотранспортна система - майновий виробничий комплекс, який складається з організаційно і технологічно пов'язаних об'єктів, призначених для транспортування і зберігання природного і нафтового газу, і включає: магістральні газопроводи, газопроводи-відгалуження, газорозподільні станції та підземні сховища газу.

Газотранспортне підприємство - суб'єкт господарювання, що здійснює транспортування природного і нафтового газу магістральними трубопроводами та його зберігання з використанням об'єктів газотранспортної системи, які перебувають у його власності чи користуванні.

Комерційний вузол обліку газу - вузол обліку газу, що визначається сторонами в договорі на постачання природного газу і технічні характеристики якого відповідають умовам, установленим нормативами та стандартами України.

Обсяг постачання природного газу - величина загального річного обсягу постачання природного газу споживачам, заявлена ліцензіатом при отриманні ліцензії чи скоригована у процесі діяльності та врахована при визначенні тарифу на постачання природного газу.

Підземне сховище газу (далі - ПСГ) - технологічний комплекс, штучно створений у природній або штучній ємності надр накопичувач природного газу і технологічно поєднані з ним споруди, які служать для періодичного наповнення, зберігання і відбирання природного газу для постачання споживачам.

Постачання природного газу за регульованим тарифом - вид господарської діяльності з постачання природного газу безпосередньо споживачам, що проводиться ліцензіатом відповідно до Ліцензійних умов за встановленими правилами ціноутворення.

Розподіл - транспортування природного і нафтового газу розподільними мережами з метою його доставки споживачам.

Тариф на постачання природного газу - встановлений НКРЕ розмір оплати послуг з постачання природного газу за 1000 м куб. природного газу.

Територія провадження ліцензіатом господарської діяльності з постачання природного газу за регульованим тарифом - територія, межі якої та схема розподільчих газопроводів, що перебувають у власності чи користуванні ліцензіата, нанесені на географічну карту місцевості.

Ціна природного газу - вартість 1000 м куб. природного газу, за якою споживачі розраховуються за спожитий природний газ.

Ціна природного газу (закупівельна) - вартість 1000 м куб. природного газу, визначена в договорі на закупівлю природного газу.

Провадження господарської діяльності з постачання природного газу за регульованим тарифом можливе при виконанні таких умов:

1. Наявності у ліцензіата розподільних мереж, які перебувають у його власності чи користуванні.

2. Наявності у ліцензіата договорів купівлі-продажу природного газу (контрактів) із власниками природного газу, договорів про транспортування природного газу магістральними трубопроводами та договорів про транспортування природного газу розподільними трубопроводами. Обсяг природного газу, зазначений в договорах купівлі-продажу природного газу (контрактах) та договорах про постачання природного газу, повинен відповідати обсягу, що зазначається в договорах на його транспортування магістральними та розподільними трубопроводами.

3. Наявності у ліцензіата договорів, укладених з газотранспортним підприємством, про створення страхового запасу природного газу у грошовій та/або натуральній формах, у обсягах, передбачених законодавством України.

4. Провадженні господарської діяльності з постачання природного газу за регульованим тарифом лише на території, затвердженій НКРЕ.

5. Провадженні господарської діяльності в обсягу, що забезпечує економічну доцільність такої діяльності з метою досягнення найнижчої вартості природного газу для споживачів.

6. Забезпеченні обліку поставленого споживачам природного газу спільно з газотранспортними та/або газорозподільними підприємствами.

7. Наявності договорів з Державною інспекцією з енергозбереження та/або газотранспортними та/або газорозподільними підприємствами на виконання робіт, пов'язаних з обмеженням та відключенням від газопостачання споживачів-боржників.

8. Наявності договорів з газотранспортними підприємствами про зберігання у підземних сховищах природного газу, що надійшов до газотранспортної системи за договорами купівлі-продажу ліцензіата і не був поставлений споживачам.

Ліцензіат не має права:

1. Провадити господарську діяльність із зберігання, транспортування природного газу магістральними трубопроводами та постачання природного газу за нерегульованим тарифом.

Заборона на провадження господарської діяльності із зберігання та транспортування природного газу магістральними трубопроводами не поширюється на ліцензіатів, які постачають газ за регульованим тарифом в обсягу власного видобутку з родовищ, що перебувають в їхньому користуванні.

2. Передоручати будь-кому обов'язок щодо отримання плати за реалізований споживачам природний газ.

3. Постачати природний газ споживачам без укладення з останніми договорів на постачання.

4. Займатися іншими видами господарської діяльності, якщо вони перешкоджають або можуть перешкоджати належному виконанню господарської діяльності з постачання природного газу за регульованим тарифом.

5. Ліцензіат повинен виконувати в повному обсязі фінансові зобов'язання (своєчасну оплату природного газу, оплату послуг з транспортування магістральними трубопроводами та зберігання природного газу) відповідно до умов укладених договорів.

Ліцензіат зобов'язаний:

1. Укладати договори купівлі-продажу природного газу (контракти) в достатньому обсязі для виконання договірних зобов'язань перед споживачами.

2. Передбачати в договорах на постачання природного газу умови, за яких він має право обмежити або припинити постачання природного газу споживачу та стандарти послуг, які надаються споживачу.

3. Укладати договори про постачання природного газу із споживачами за умови відсутності у споживачів заборгованості перед іншим постачальником природного газу або за згодою цього постачальника.

4. Передбачати у договорах на постачання природного газу умови, за яких газотранспортне та/або газорозподільне підприємство має право доступу до зчитувань показів засобів вимірювальної техніки, що встановлені на комерційних вузлах обліку газу.

5. Постачати природний газ споживачам, які мають право відповідно до законодавства України на пільги, субсидії (дотації) у сплаті за використаний природний газ.

Газопостачальне підприємство має право на покриття витрат, пов'язаних із наданням пільг та субсидій (дотацій), які виникають при постачанні природного газу цим категоріям споживачів у порядку, встановленому законодавством України.

6. Пропонувати постачання природного газу на недискримінаційній основі всім споживачам, які знаходяться на його території провадження господарської діяльності. Газопостачальне підприємство не має права відмовити в укладанні договору про постачання природного газу за регульованим тарифом у разі відсутності у споживача заборгованості перед іншим газопостачальним підприємством за спожитий природний газ.

Ліцензіат має право:

1. Одержувати від споживачів, яким він постачає природний газ, плату за цінами, які формуються, виходячи з установлених НКРЕ правил ціноутворення на природний газ та послуги з його транспортування, розподілу, зберігання та постачання.

2. Ціна природного газу для споживачів, якщо інше не встановлено актами законодавства, розраховується за формулою
Ц = Цс.з. + Тт.м. + Тт.р. + Тзб. + Тпос.,
де

Цс.з. - середньозважена ціна на розрахунковий період, до складу якої входять закупівельні та/або ціни газу власного видобутку;

Тт.м. - тариф на транспортування магістральним газопроводом;

Тт.р. - тариф на транспортування газорозподільними мережами;

Тзб. - тариф на зберігання природного газу;

Тпос. - тариф на постачання природного газу споживачам.

3. У будь-який час звернутись до НКРЕ щодо перегляду тарифу на постачання природного газу, якщо ліцензіат може обґрунтовано довести необхідність такого перегляду.

4. Отримувати додатковий прибуток шляхом виконання додаткових робіт, що пов'язані з провадженням господарської діяльності з постачання природного газу, але не враховані в тарифі. Плата за виконання додаткових робіт установлюється ліцензіатом таким чином, щоб забезпечити відшкодування його виправданих витрат та отримання обґрунтованого прибутку при здійсненні цих робіт.

В описаних вище обмеженнях господарської діяльності для монопольної газової галузі економіки України стратегія діяльності ВАТ «Дніпропетровськгаз» повинна, в першу чергу, враховувати конкурентний тиск найближчих конкурентів в Дніпропетровській області – ВАТ «Дніпрогаз», сучасною сферою обслуговування якого є газорозподільна мережа м. Дніпропетровська та смт.Юбілейне в передмісті м. Дніпропетровська, та ВАТ «Криворіжгаз», сучасною сферою обслуговування якого є газорозподільна мережа м.Кривому Розі ма смт.- територіальних сателітах м.Кривого Рогу(таблиці Ж.1- Ж.3 Додатку Ж) .

Основою конкуренції є рівень оплати за поставлений газ та договори з власником державних газорозподільних мереж – НАК «Нафтогаз України» в особі ДК «Газ України», якими в користування ВАТ «Дніпропетровськгаз», ВАТ «Дніпрогаз» та ВАТ «Криворіжгаз» передані існуючі газотранспортні та газорозподільні мережі згідно затверджених схем територіального розподілу по Дніпропетровській області.

Слід враховувати, що ВАТ «Дніпропетровськгаз» надає послуги газопостачання за регульованими державою тарифами (табл.1.4, рис.1.17 - 1.20), які встановлюються по Україні НКРЕ [25].




Таблиця 1.4

Тарифи на реалізацію газу газопостачальними компаніями України

Рис.1.17. Динаміка централізованого регулювання тарифів для надання послуг на ринку газу для ВАТ «Дніпропетровськгаз» у 2001 -2008 роках


Рис.1.18. Динаміка централізованого регулювання розподілу коштів для надання послуг на ринку газу для ВАТ «Дніпропетровськгаз» у 2001 -2008 роках (розподіл надходжень на спец рахунок)

Рис.1.19. Централізоване регулювання структури тарифів для надання послуг на ринку газу для ВАТ «Дніпропетровськгаз» у 2007 році (постачання газу)


Рис.1.20. Централізоване регулювання структури тарифів для надання послуг на ринку газу для ВАТ «Дніпропетровськгаз» у 2007 році (транспортування газу)

В сучасних умовах загальноприйнятою методологією оцінювання конкурентоспроможності є концепція п'яти конкурентних сил Портера [104], якою встановлено, що конкурентні переваги фірми забезпечуються в процесі конкурентної боротьби з так називаними п'ятьма силами (напрямками) конкуренції: з іншими фірмами-продавцями аналогічної продукції, фірмами – потенційними конкурентами, фірмами-виробниками замінників, фірмами-постачальниками ресурсів, споживачами продукції фірми. Їх можна розглядати як основні ринкові сили.

Модель п'яти сил (напрямків) конкуренції – це ефективний метод аналізу основних конкурентних сил, що впливають на положення фірми на ринку. Модель дає можливість більш цілеспрямовано оцінити конкурентну обстановку на ринку і на цій основі розробити такий варіант довгострокової стратегії фірми, що у найбільшій мірі забезпечить її захист від впливу конкурентних сил і одночасно буде сприяти створенню додаткових конкурентних переваг.

Конкуренція як процес конкурентної боротьби може відбуватись ціновими і неціновими методами, кожен з яких передбачає застосування різних інструментів.

До інструментів цінового методу відносять ціну товару чи послуг та ціновідхиляючі елементи: знижки, надбавки до ціни постачальника (виробника чи посередника). Ці інструменти мають кількісний характер. До інструментів нецінового методу, які мають здебільшого якісний характер, відносять різні стимули активізації продаж: рекламу, конкурси, акції, форми та методи продажу, асортимент товарів і послуг тощо. Застосовуючи ті чи інші інструменти конкурентної боротьби, підприємства формують (здобувають) конкурентні переваги [104].

Конкурентні переваги – це сукупність власних і набутих матеріальних і нематеріальних активів і умов діяльності підприємства, використання яких забезпечує йому можливість випередити у підсумку (перемогти) конкурентів за результатами діяльності (більший обсяг товарообороту, менший обсяг витрат, більший розмір прибутку, вищий імідж тощо) [ ].

Конкурентні переваги, часто ототожнюються з можливостями фірми більш ефективно розпоряджатися наявними ресурсами, тобто її конкурентоспроможністю. Така аналогія має під собою вагомі підстави, тому що зміст конкурентоспроможності трактується як здатність випереджати суперників у досягненні поставлених економічних цілей. Разом з тим між цими поняттями є причинно-наслідкове розходження [104].

Конкурентоспроможність є результатом, що фіксує наявність конкурентних переваг, без останніх неможлива конкурентоспроможність. Однак наявність окремих конкурентних переваг не означає автоматичну перевагу. Тільки в комплексі вони можуть вплинути при виборі кращого.

Формування конкурентних переваг у широкому значенні трансформується в завдання адаптації системи управління до змін конкурентного середовища, що надає змогу швидко й точно визначати напрями підвищення конкурентоспроможності.

Конкурентоспроможність - багатопланова економічна категорія, що може розглядатися на декількох рівнях: конкурентоспроможність країни, конкурентоспроможність галузі, конкурентоспроможність товаровиробника, конкурентоспроможність товару.

Стратегії досягнення конкурентних переваг та ефективної конкурентоспроможності застосовуються практично всіма ефективно функціонуючими компаніями в країнах із розвинутою ринковою економікою та поступово стають невід’ємним елементом систем планування діяльності і вітчизняних підприємств. Вони набирають щоразу важливішого значення у зв’язку з технологічними, економічними, конкурентними і соціально-культурними змінами, характерними для останніх десятиліть.

Серед таких змін можна виділити:

- ускладнення процесу формування стратегій із збільшенням масштабів господарських завдань, посиленням науково-технічного прогресу;

- посилення обмеженості ресурсів, що вимагає їх оптимізації при плануванні;

- підвищення вимог до достовірності стратегій внаслідок зростання невизначеності та ризику при їх реалізації;

- збільшення динамічності середовища і, відповідно, необхідність чіткого і детального стратегічного планування в часі;

- необхідність забезпечення гнучкості стратегій у зв’язку зі швидкими змінами зовнішнього середовища;

- зростання значення стратегії для організацій, оскільки масштаби їх діяльності постійно збільшуються, і координувати діяльність різних підсистем стає неможливим.

Розробка стратегії підприємства ведеться за результатами досліджень внутрішніх конкурентних переваг та зовнішнього середовища для фірми.

Аналіз найближчих конкурентів (які їхні можливі дії) - зводиться до аналізу сьогоднішньої політики і потенційних кроків найближчих конкурентів. Вірно оцінені дії конкурентів дають підприємству можливість підготується до них і використовувати можливості, що відкриваються. Наміри найближчих конкурентів можуть зажадати підготовки підприємств до захисту своїх позицій чи розробки плану активних наступальних дій у випадку, якщо є передумови до ослаблення позиції найближчих конкурентів. З іншого боку, необхідно прогнозувати дії конкурентів у відповідь на активізацію власної конкурентної стратегії.

Етап конкурентного аналізу галузі – це визначення ключових факторів успіху (КФУ). КФУ – загальні для всіх підприємств галузі фактори, реалізація яких відкриває перспективи поліпшення своєї конкурентної позиції. Задача полягає у визначенні факторів, що дають у даній галузі ключ до успіху в конкуренції. Аналітикам необхідно виділити 3 – 5 найбільш важливих на найближчу перспективу КФУ, наприклад, шляхом ранжирування усіх виділених факторів, що мають значення для даної галузі. Саме вони повинні лягти в основу стратегії підприємства.

КФУ, засновані на науково-технічній перевазі:

- досвід організації наукових досліджень (важливий у галузях високої технології);

- здатність швидкого здійснення технологічних і/чи організаційних нововведень;

- наявність досвіду роботи з передовими технологіями.

КФУ, зв'язані з організацією виробництва:

- низькі витрати виробництва;

- висока якість вироблених товарів;

- висока фондовіддача (для фондоємних галузей);

- вигоди, зв'язані з місце розташування підприємства;

- наявність доступу до висококваліфікованої робочої сили;

- налагоджене партнерство з гарними постачальниками;

- висока продуктивність праці (для трудомістких галузей);

- низькі витрати на НИОКР і технологічну підготовку виробництва;

- гнучкість у виробництві різних моделей і типорозмірів, можливість обліку індивідуальних запитів покупців.

КФУ, засновані на маркетингу:

- добре організована власна виробнича розподільна мережа чи наявність твердих партнерських відносин з незалежною розподільною мережею;

- низькі витрати розподілу; швидка доставка;

- добре підготовлений персонал, зайнятий збутом;

- доступний і добре організований сервіс;

- акуратне виконання замовлень;

- широта асортименту і можливість вибору товарів;

- привабливе, надійне і зручне упакування;

- наявність гарантій на товари і гарантій виконання зобов'язань.

КФУ, засновані на володінні знаннями і досвідом:

- професійна перевага, визнана талант;

- володіння секретами виробництва;

- уміння створювати оригінальний і привабливий дизайн товарів;

- наявність досвіду у визначеній технології; використання розумної реклами, що захоплює;

- уміння швидке розробляти і просувати нову продукцію.

КФУ, зв'язані з організацією і керуванням:

- наявність ефективних і надійних інформаційних систем;

- здатність керівництва швидко реагувати на зміни ринку;

- досвідчена в даній сфері діяльності і добре збалансована управлінська команда.

Інші КФУ:

- наявність гарної репутації в споживачів;

- доступ до фінансового капіталу й ін.

Етап аналізу порівняльної оцінки конкурентоспроможності підприємств дає можливість оцінити порівняльну силу підприємства і його найближчих конкурентів. Послідовність аналізу:

Визначаються 5 – 10 найбільш важливих для даної галузі КФУ. Для кожного фактора визначається його вага виходячи з його значимості. Сума ваг по усім виведеним КФУ дорівнює 1.

Позиція кожного конкурента по окремому КФУ оцінюється експертної шляхом виходячи з деякої шкали. Оцінки можуть бути, наприклад, від 1 до 10, де 1 – сама слабка позиція, а 10 – найдужча позиція.

Визначається загальна оцінка конкурентоспроможності шляхом підсумовування зважених рейтингових оцінок для кожного конкурента.

Позиції, по яких виявлені істотні чи слабості сила підприємства, повинні бути використані при виробленні стратегії. Позиції, по яких відзначена перевага підприємства, повинні бути використані для посилення його конкурентної позиції. По тим позиціям, де переваги в конкурентів, повинні бути вироблені міри, що перешкоджають їм використовувати ці переваги.

В умовах ринкової економіки аналіз конкурентоспроможності підприємств стає об’єктивною необхідністю, так як в сучасній конкурентній боротьбі при всій її масштабності, динамізмі і гостроті виграє той, хто аналізує і бореться за свої конкурентні позиції. Важливою проблемою стає кількісна оцінка рівня конкурентоспроможності підприємства і управління нею.

Оцінка конкурентоспроможності підприємства базується на аналізі його сильних і слабих сторін, а головне, - потенційних можливостей. Оцінка потенційних можливостей підприємства – складна і трудомістка задача, яка дозволяє забезпечити баланс ринкових запитів з реальними можливостями самого підприємства, розробити основні програми його виробничого розвитку і поведінки на ринку, а також підвести реальну і компетентну основу під рішення, що приймаються.

Аналіз зовнішніх умов є базою для прийняття рішень про підвищення конкурентоспроможності, сприяє росту ефективності і рентабельності його виробничої збутової діяльності, створенню основи для становлення маркетингового підходу у рішенні ключових задач управління.

Дослідження внутрішніх умов формування виробничо-ресурсної бази передбачають:

оцінку фінансово – економічного положення підприємства – характеристика економічного потенціалу і господарської діяльності підприємства, ефективності роботи підприємства і його рентабельності, фінансового положення;

ревізію товарного асортименту підприємства і аналіз конкурентоспроможності продукції, що випускається – складання переліку номенклатури виробів, що випускаються, оцінка внеску кожного виду товару у прибутковість роботи підприємства, оцінка технічного і якісного рівня випущеної продукції, оцінка витрат виробництва за номенклатурою виробів, що випускаються підприємством, аналіз цін по кожному з видів продукції;

аналіз стратегії підприємства на ринку – аналізується стратегія на ринку в цілому і по окремим його сегментам;

аналіз організаційної структури управління підприємством і складання його схеми;

діагностику і облік виробничих потужностей підприємства;

оцінку матеріально-технічної бази підприємства (забезпеченість матеріалами, енергією і сировиною);

оцінку науково-технічного потенціалу підприємства – ступінь забезпеченості науково-дослідницьких лабораторій і конструкторських бюро, рівень оперативності впровадження інновацій у виробництво, якість науково-технічних нововведень, рівень кваліфікації інженерних кадрів тощо;

оцінку планової роботи підприємства і ефективності виробничо-збутових і науково-технічних прогнозів;

оцінку робочої сили підприємства, його кадрового складу, рівня освіти і підвищення кваліфікації;

оцінку інформаційної інфраструктури підприємства;

оцінку маркетингових і комерційних складових діяльності підприємства;

оцінку системи формування і стимулювання попиту на продукцію, що випускається тощо.

Підхід Портера [104] до генерування альтернативних стратегій ґрунтується на твердженні, що стійкість позицій підприємства на ринку визначають:

витрати, з якими виробляється і збувається продукція;

незамінність продукту;

сфера конкуренції (тобто питома вага на ринку).

Досягти конкурентних переваг і зміцнити свої позиції підприємство може за рахунок:

- забезпечення більш низьких витрат на виробництво і збут товару. Низькі витрати означають здатність підприємства розробляти, робити і продавати товар з порівнянними характеристиками, але з меншими витратами, чим конкуренти. Продаючи свій товар на ринку зі сформованої (чи навіть меншої) ціні, підприємство дістає додатковий прибуток;

- забезпечення незамінності продукту за допомогою диференціації. Диференціація означає здатність підприємства забезпечити покупця товаром, що володіє більшою цінністю, тобто більшої споживчою вартістю. Диференціація дозволяє встановлювати більш високі ціни, що дає великий прибуток.

М. Портер [104] пропонує застосовувати такі три основні стратегії підприємства по досягненню конкурентних переваг(табл. 1.5): стратегію мінімізації витрат, стратегію диференціації, стратегію концентрації.
Таблиця 1.5

Особливості конкурентних стратегій підприємства по Портеру [104]

Характеристики	Стратегія мінімізації витрат	Стратегія диференціації	Стратегія концентрації
Стратегічна мета	Орієнтація на весь ринок	Орієнтація на весь ринок	Орієнтація на вузьку ринкову нішу
Конкурентна перевага	Витрати виробництва нижчі, ніж у конкурентів	Здатність пропонувати унікальні властивості	Нижчі витрати або унікальні властивості товару в певній ніші
Особливості товару	Якісний базовий товар, обмежений асортимент	Широкий асортимент	Товар, спеціалізований для цієї ніші
Виробництво	Пошук способів зниження витрат без погіршення якості	Пошук можливостей створення додаткової цінності для споживачів	Відповідність потребам ніші
Маркетинг	Виділення тих характеристик товару, що знижують витрати	Створення додаткових властивостей, на які є попит. Встановлення підвищеної ціни для відшкодування витрат	Прив’язка унікальних властивостей до задоволення специфічних потреб у ніші
Підтримка стратегії	Розумні ціни / хороша якість	Концентрація на унікальності, формування репутації, іміджу	Концентрація на сегменті - не розпорошувати зусилля на інші ринки
Слабкі сторони стратегії	- Технологічні зміни обезцінюють досвід та інвестиції - Повільна реакція на необхідність удосконалення товару через посилення уваги до витрат	- Вища, ніж у конкурентів із низькими витратами, ціна ускладнює збереження прихильності до товару - Значення диференціації зменшується з перетворенням товару на традиційний	- Істотно вища, ніж у конкурентів із низькими витратами, ціна на спеціалізовані товари - Відмінності у специфічних вимогах до товару зменшуються - Конкуренти виходять на ще вужчі під-сегменти всередині сегмента

В умовах державного регулювання цін реалізації газу єдиною стратегією розвитку ВАТ «Дніпропетровськгаз» є стратегія зниження мінімізації витрат, тобто зменшення собівартості реалізуємої продукції та послуг.




Розділ 2. Обґрунтування заходів з підвищення економічної ефективності операційної діяльності ВАТ «Дніпропетровськгаз»
2.1 Техніко-економічне обґрунтування заходів
В умовах державного регулювання цін реалізації газу єдиною стратегією розвитку ВАТ «Дніпропетровськгаз» та відміченої в аналізі розділу 1 дипломного дослідження хронічної збитковості діяльності за рахунок не покриття реалізацією газу за регульованим тарифом фактичних витрат підприємства є, основною стратегіє діяльності та розвитку є - стратегія зниження мінімізації витрат, тобто зменшення собівартості реалізуємої продукції та послуг.

Основним інструментом реалізації стратегії мінімізації витрат є досягнення мінімуму розбалансу газу в газорозподільних мережах, тобто розбалансу між вхідними обсягами газу, постачаємого з магістральних газопроводів високого тиску ДП «Укртрансгаз» НАК «Нафтогаз України» в газорозподільну мережу середнього та низького тиску ВАТ «Дніпропетровськгаз», та доставленими до споживачів та сплаченими обсягами газу.

Розбаланс газу між вхідними та реалізуємими обсягами газу виникають в газорозподільних мережах за причинами:

- відсутності газових лічильників на входах в газорозподільну мережу відповідальності ВАТ «Дніпропетровськгаз» та врахування вхідних обсягів газу за розрахунковим методом;

- відсутності газових лічильників на входах в мережу споживачів та врахування вихідних, сплачуємих споживачами, обсягів газу за розрахунковим методом;

- відсутності газових лічильників на лініях власного споживання газу робочою інфраструктурою ВАТ «Дніпропетровськгаз»;

- втрати газу за рахунок витоку в трубопроводах газових мереж та в пристроях обладнання регулювання тиску в газових мережах при переході з високого та середній та малий тиск;

- кримінально-несанкціонованого відбору газу з газорозподільних мереж ВАТ «Дніпропетровськгаз» за рахунок несанкціонованих «врізок» в розподільні трубопроводи.

Загальний рівень оцінки розмірів втрат газу при транспортуванні (розбаланс газових мережах) спирається на терміни виробничо-технологічних втрат природного газу - нормованих та понаднормативних, балансових втрат, втрат внутрішнього використання газу.

У 2006 році ці втрати по Україні склали 1,9 млрд. м3 (1,1 млрд. м3 – нормовані втрати, 0,8 млрд. м3 – понаднормативні) або 2,8% від обсягів використання газу споживачами України. У 2007 році з урахуванням розвитку газорозподільної мережі нормовані втрати склали 1,2 млрд. м3 [119].

Втрати природного газу в газотранспортній системі України (балансові втрати) у 20064 році склали 1,06 млрд. м3, або 0,5% від обсягів надходження газу. У 2007 році вони зменшились на 90 млн.куб.м і склали 0,97 млн.куб.м.

Під час транспортування природного газу в газотранспортній системі щороку витрачається (переважно на роботу газоперекачувальних агрегатів) 5,5 - 5,8 млрд. м3 газу, в газорозподільній мережі – 0,016 млрд. м3.

У зв'язку з розвитком газифікації (збільшення протяжності газопроводів, зростання кількості газифікованих квартир, об'єктів тощо), старінням газопроводів і зношеністю обладнання нормовані втрати газу в газорозподільних мережах дещо підвищаться і до 2030 року складуть близько 2% від обсягів споживання, а втрати природного газу в газотранспортній системі у 2030 році досягнуть рівня 0,3% від обсягів його транспортування.

Основні напрямки зменшення втрат природного газу в Україні [119]:

вдосконалення нормативно-правової бази щодо забезпечення надійної роботи газотранспортної системи та обліку виробничо-технологічних витрат природного газу;

модернізація та заміна фізично зношених газоперекачувальних агрегатів;

завершення оснащення житлового фонду лічильниками природного газу до 2015 року;

введення розрахунків за спожитий газ в енергетичних одиницях – ТДж або ГВт/год.;

будівництво на кордоні з Росією та Білоруссю пунктів вимірювання газу, що дублюють російські та білоруські;

завершення оснащення газовимірювальних станцій на виході газу з України та газорозподільних станцій (ГРС) І категорії високоточними дублюючими приладами обліку природного газу.

В рамках загальної стратегії газової галузі України та стратегії мінімізації витрат ВАТ «Дніпропетровськгаз» в дипломному дослідженні пропонується та обґрунтовується інвестиційний проект:

«Зменшення витоку природного газу у газорозподільних мережах ВАТ «Дніпропетровськгаз»».

Замовник: ВАТ «Дніпропетровськгаз»

Розробник: Лейкс Юероп Інк (Lakes Europe Іnc.) та ТОВ «Центр Тест»

а) Ідентифікація проекту:

1. Резюме проекту

Спрямування проекту - Запобігання витоку природного газу (метану) в газорозподільних мережах ВАТ «Дніпропетровськгаз».

Статус країни реалізації проекту - Підписала та ратифікувала, прийняла, ухвалила чи така, що приєдналася до Кіотського протоколу.

Об’єкт спрямування проектних робіт - Неконтрольовані виділення в атмосферу забруднюючих речовин (природного газу).

Період, протягом якого передбачається зменшення викидів - з 2008 до 2012 р.

Передбачувані обсяги зменшення викидів - Річне (середнє): 60 млн.м3;

Загалом: 300 млн.м3

Прогнозована вартість одиниці скорочення викидів (ЄВРО) – 12,5 ЕВРО / 1000 м3.

2. Замовник – ВАТ «Дніпропетровськгаз»

Характер основного роду діяльності, знання та досвід - Газорозподільна компанія, що постачає газ кінцевим споживачам (промисловість / комерційні організації та населення).

Джерело викидів - Газорозподільне устаткування: клапани та фланці на регулювальних та понижуючих станціях

3. Розробник проекту - Корпорація «Лейкс Юероп, Інк». (Lakes Europe, Іnc.). Інші функції розробника проекту в межах даного проекту - Технічний консультант.

Характер основного роду діяльності, знання та досвід - Лейкс Юероп, Інк. має більшу кількість контрактів в сфері відстеження викидів, ніж будь-яка інша компанія в Північній Америці, та володіє значним досвідом у галузі регулювання діяльності офшорних субпідрядників. Компанія закінчила формування проектно-технічної документації (PDD) відносно декількох проектів СВ. Керівник проекту має науковий ступінь доктора наук в галузі наук про атмосферу та академічне звання професора, має глибокі знання щодо української та російської газорозподільної промисловості, що базуються на роботі в інших проектах СВ у регіоні.

Керівник проекту керував десятками проектів, що вимагали валідації, сертифікації, спільної діяльності та дистанційного управління.

4. Інші учасники проекту

Назва організації - Екологічна консалтингова компанія ТОВ «Центр Тест»

Функції в рамках проекту - Технічний консультант

Характер основного роду діяльності, знання та досвід - Екологічний консалтинг, екологічний аудит проектів або компаній

б) Проектна інформація

1. Вихідні дані проекту

Метою проекту є підвищення ефективності функціонування газорозподільних мереж у Дніпропетровській області шляхом скорочення витоку метану з систем. Впровадження проекту буде супроводжуватись перевірками на наявність викидів речовин, що забруднюють навколишнє середовище, вимірами та усуненням витоків на станціях, що регулюють та понижують тиск газу. Потенційно небезпечними ділянками, де можуть виникнути витоки, є фланці, трубопровідна арматура, з'єднання із трубним різьбленням, засувки, регулятори, клапани кранів та запобіжні клапани (редукційні клапани, пропускні клапани). Витоки також трапляються з тріщин на ділянках трубопроводів, які не охоплюються проектом. Вважається, що частка витоків з трубопроводів складають приблизно 10% від загальної кількості витоків, незважаючи на те, що вірогідних даних стосовно їх частки немає. Сучасні засоби призводять лише до тимчасового скорочення найбільш інтенсивних потоків витоків, внаслідок невідповідності ремонтних матеріалів та недотримання правил техніки експлуатації. На сьогоднішній день, проведення інспекцій та ремонтних робіт обумовлені, в першу чергу, питаннями безпеки експлуатації, а не втратою природного газу як цінного сировинного ресурсу або його шкідливим впливом на оточуюче середовище.

ВАТ «Дніпропетровськгаз» керує газорозподільними мережами середнього та низького тиску з щорічними обсягами транспортування газу приблизно 3,2 мільярдів кубічних метрів (млрд. м3). Розподільна мережа охоплює близько 29 520 кілометрів (км) труб. Розподільні мережі включають окремі вузли, що розраховані на тиск 16 бар, 6 бар, 3 бар та труби низького тиску для подачі газу побутовим споживачам. На території регіону впровадження проекту знаходиться 3 653 станцій, що регулюють тиск газу, та 8362 понижувальних станцій (у сукупності 12015 об'єктів). Вказані об’єкти налічують близько 31250 клапанів та 76 000 фланців.

Частина робіт, передбачених проектом стосується обстеження усіх об’єктів на наявність витоків з усіх стандартних елементів конструкції. Будь-який виявлений витік, повинен бути заміряний, належним чином зафіксований та усунутий за допомогою герметика Gore-Tex для ущільнення штока засувки, виробництва W.L. Gore & Assocіates (Німеччина) (дивитись: www.gore.com). У зв’язку з кліматичними умовами на території регіону впровадження проекту, проектні роботи можуть виконуватись лише в період з середини березня до кінця листопада. Роботи з виявлення витоків та ремонту планується розпочати у березні 2008 р. та закінчити у жовтні 2008 р. У разі виникнення повторних витоків, останні будуть виміряні, а їх джерела відремонтовані ще раз. Дані роботи будуть виконуватися у відповідності із планом моніторингу проекту СВ.

В додаток до скорочення викидів газів, що створюють парниковий ефект, виконання проектних робіт принесе і інші додаткові переваги, такі як енергозбереження, яке вигідне кінцевим споживачам, позитивний вплив на стан здоров'я населення, внаслідок заміни азбесту, що використовувався у якості ремонтного матеріалу та зменшення ризику виникнення непередбачуваних подій пов’язаних із витоками газу, а також розповсюдження сучасних технологій, пов’язаних із виявленням витоків шкідливих речовин та їх усуненням, а також поліпшення засобів вимірювання.

2. Технічні аспекти проекту

Операції проекту складаються з трьох компонентів:

Ідентифікація та вимірювання витоків з усіх станцій, які регулюють та зменшують тиск газу на мережах у Дніпропетровській області. Виявлення витоків забезпечується шляхом використання пристрою Health Gasurveyor, а вимірювання - за допомогою нового устаткування Hі Flow Sampler.

Усунення усіх виявлених витоків шляхом застосування вдосконаленого герметика (тобто герметик для трубних з'єднань Gore-Tex та ущільнення штока засувки)

Проектування та впровадження програми технічного обслуговування та моніторингу, що включає навчання персоналу користування вдосконаленим устаткуванням для виявлення та виміру витоків.

Нове устаткування Hі Flow Sampler, що використовується з метою вимірювання виявлених витоків, було розроблене науково-дослідним інститутом технології газу в США, а потім випробувано у промисловості, починаючи з 1997 року, що в першу чергу, стосується компанії Енрон (Enron).

Витоки з клапанів будуть усунені шляхом застосування герметика Gore-Tex для ущільнення штока засувки. Фланці (що підтравлюють газ) також будуть відремонтовані із застосуванням герметика Gore-Tex, який є набагато надійнішим у порівнянні з матеріалами, що використовуються на даний момент. Вимикачі та пристрої контролю на газорозподільних станціях буде замінено на сучасне устаткування. Пересувні компресорні міні-станції дадуть змогу уникнути витоків метану під час проведення робіт з технічного обслуговування на газорозподільних станціях. Будуть впроваджені нові пристрої для виявлення пошкоджень при діагностиці підземних трубопроводів. Буде проведено техніко-економічне дослідження щодо доцільності застосування пластикових труб.

3. Ідея проекту

Причини розробки проекту - виконання проектних операцій дозволить скоротити витоки метану в газорозподільних мережах.

Використані технології:

- устаткування Gasurveyor 500 Serіes буде використовуватись в процесі проекту СВ з метою виявлення витоків метану в газорозподільній мережі, Gasurveyor 500 Serіes забезпечує найбільш універсальний діапазон вимірів серед газових детекторів, що існують на даний момент.

- Hі-Flow Sampler – нова технологія, що буде застосовуватися в Україні з метою вимірювання обсягів витоків метану.

- старі та неефективні ізолюючі матеріали (герметики) буде замінено на сучасні фторопластові матеріали для монтажу надземних трубопроводів, а також на регулюючих та понижуючих станціях.

Ефективність даної технології підтверджено документально зафіксованими відмінними результатами її впровадження у Північній Америці та в інших регіонах.

Основні технічні параметри використаної технології:

- Hі-Flow® Sampler технологія розроблена для вимірювання рівня витоку газу у зоні різного устаткування трубопроводів, ущільнення клапанів та компресорів, що використовуються у трубопроводах, якими транспортують природний газ, газосховищах та компресорних господарствах. Цього можна досягти лише шляхом проведення вибіркових замірів при дуже високій швидкості потоку (близько 0,25 кубічних метрів за хвилину), щоб фіксувати будь-який витік із елементів конструкції. Точно визначивши швидкість потоку зі свердловини, яка досліджується, а також концентрацію (вміст) газу, вираховується швидкість витоку газу.

- Нове устаткування Hі Flow Sampler було розроблене науково-дослідним інститутом технології газу в США, і випробуване у промисловості, починаючи з 1997 року, що в першу чергу, стосується компанії Енрон (Enron).

- Пробовідбірник Hі-Flow sampler відрізняється від аналізаторів органічних пар (АОП) та інших вимірювальних пристроїв тим, що він безпосередньо визначає обсяг метану, що витікає. Він також більш швидкий у використанні та набагато точніший. З метою перевірки та контролю достовірності результатів, отриманих при застосуванні пробовідбірника Hі-Flow Sampler, було проведено серію експериментів. Типові результати лабораторних тестів демонструють середню різницю показів між обсягами витоків, виміряних за допомогою витратоміра та Hі-Flow Sampler, 3-4%, а максимальна різниця становить небагато більше - 10%. Даний метод дає значно точніші результати, аніж використання АОП та подібного устаткування, не кажучи вже про устаткування, що використовується в Україні на даний момент.

- В процесі реалізації проекту СВ з метою виявлення витоків метану у газорозподільній мережі буде використовуватись устаткування Gasurveyor 500 Serіes. Gasurveyor 500 Serіes забезпечує найбільш універсальний діапазон вимірів серед газових детекторів, що існують на даний момент.

- Ущільнювач штока засувки GORE™ , що буде використовуватися з метою ремонту клапанів, являє собою еластичний ущільнювач з автоматичною змазкою, що запобігає зношуванню штоку (клапана) та має необмежений термін зберігання. Даний ущільнювач постійної довжини легко закріплюється та утворює когезійний циліндр у результаті компресії, що усуває необхідність розрізання та формування кілець. Ущільнювачі штока засувки GORE™ використовуються при робочих температурах від -267°C до +288°C.

- Використання ущільнювача GORE™, у випадках коли прокладку необхідно формувати під час монтажу, є найбільш ефективною альтернативою листових прокладок для великих фланців газового устаткування. Ущільнювач GORE™ мінімізує потенційні канали витоків, кількість матеріалів, що витрачаються під час ремонту, час технічного обслуговування та ризик виникнення непередбачуваних подій із тяжкими наслідками. Це найнадійніший засіб досягнення довгострокової продуктивної роботи системи. Діапазон робочих температур: від -2680C до 315°C.

4. Межі проекту

Межі проекту окреслені на рисунку 2.1 та охоплюють: 3653 газорегуляторних пунктів (ГРП), а також 8362 шкафних регуляторних пунктів (ШРП), що понижують тиск газу, на яких разом налічують приблизно 31250 клапанів та 76 000 фланців.

Магістральний газопровід (Нафтогаз)

Межі проекту

8362 ШРП

3653 ГРП

Споживачі

Рис.2.1. Об’єкти модернізації в проекті «Зменшення витоків газу в газорозподільних мережах ВАТ «Дніпропетровсьгаз»

5. Ставлення до впровадження проекту з боку державних органів

Міністерство охорони навколишнього природного середовища України зацікавлене у впровадженні даного проекту у зв’язку із своєю загальною зацікавленістю у виконанні вимог Кіотського протоколу.

6. Графік впровадження основних стадій проекту
Таблиця 2.1

Графік впровадження основних стадій проекту «Зменшення витоків газу в газорозподільних мережах ВАТ «Дніпропетровсьгаз»

Стадія проекту	Строки та стан проекту
Поточна стадія впровадження проекту	Проектна ідея Планування Впровадження
Підготовка проекту	З: 01/2007 по: 12/2007
Техніко-економічне обґрунтування	Завершено
Бізнес план	Завершено
Будівництво/монтаж	З: 01/2008 по: 12/2008
Тривалість проекту	З: 03/2008 по: 01/2012
Реалізація одиниць скорочення викидів (ОСВ)	З: 01/2009 по: 12/2012
Інші стадії проекту

7. Опис базового сценарію

7.1. Методологія розрахунків

Нова методологія, що базується на проектно-техничній документації (PDD) для подібного проекту в Курській області, Росія («Уникнення витоків метану в Курській газорозподільній мережі»), розроблена компанією ЕКОН Карбон (ведучою Скандинавською консалтинговою фірмою) у форматі, ухваленому виконавчим органом апарату з самостійного впровадження проектів з реалізацією практики самостійного впровадження проектів (СВП). Дана методологія була успішно застосована в подібних проектах в Костромській, Брянській, Орловській, Вологодській, Рязанській та Воронезькій областях в Росії.

Базовий сценарій включає виконання програми, спрямованої на виявлення витоків та їх вимірювання у газорозподільних мережах. Програма, спрямована на виявлення витоків та їх вимірювання, дозволить визначити клапани та фланці, що травлять газ, та визначити обсяги викидів метану. Згідно з базовим сценарієм витоки з’являються у хаотичному порядку, незважаючи на проведення регулярних ремонтних робіт, у зв’язку з недосконалістю ущільнювачів (герметиків), що використовуються на даний момент. Ці витоки вважаються неминучими технічними втратами.

Загальний обсяг витоку газу розраховується за допомогою обсягу витоку, визначеного пробовідбірником Hі-Flow Sampler до початку першого ремонту. Для оцінки обсягів витоків, що вдалось попередити вважається, що доремонтні обсяги витоків, що вимірюються для кожного елементу конструкції, за умов не проведення ремонтних робіт в рамках проекту СВ, залишалися б незмінними на протязі періоду визначення економічного ефекту впровадження проекту.

Попередні дослідження (в Курській, Костромській, Брянській та інших областях у Росії) вказують на те, що витоки наявні в більше, ніж 32 % клапанів та фланців (у відношенні до загальної кількості клапанів та фланців) і їх середні обсяги становлять 5-8 літрів за хвилину. Ці значення приймаються за базові показники.

б) Опис сценарію даного проекту

Сценарій проекту передбачає перевірку усіх клапанів та фланців, які охоплюються проектом, на наявність витоків. У разі виявлення витоку, він буде належним чином виміряний та відремонтований із застосуванням сучасних ущільнювачів. У разі не виявлення витоку у клапані старі герметики також будуть замінені сучасним матеріалом в усіх клапанах. Герметики у фланцях будуть замінюватися тільки у разі виявлення витоку. Усі клапани та фланці охоплені проектом будуть контролюватись протягом періоду визначення економічного ефекту впровадження проекту.

Учасники проекту вже сформували робочі групи в Дніпропетровську для проведення робіт з вимірювання витоків та заміни герметику на протязі періоду дії проекту та вирішили проблему з необхідними для впровадження проекту ресурсами, устаткуванням для вимірювання та сучасними герметиками для ліквідації витоків. Оскільки у проекті будуть використані високоякісні герметики, можна очікувати, що на протязі періоду реалізації проекту нових витоків не з’явиться. У випадку появи нового витоку після проведення ремонтних робіт, буде проведено вимірювання, ремонт та забезпечений контроль за вказаним вузлом.

Виникнення повторних витоків у процесі проекту не очікується у зв’язку із застосуванням вищевказаної технології. Якщо з’являться повторні витоки, це буде документально зафіксовано у відповідності із передбаченими процедурами контролю та вони будуть виключені з обсягу одиниць скорочення викидів даного проекту.

Ліквідація викидів у результаті впровадження проекту спостерігається не у 100% випадків ефективно проведених ремонтних робіт. Виявлення повторних витоків та їх вимірювання може змінити обсяги проектних робіт. Оскільки це перший подібний проект на території України, дані щодо частоти появи повторних витоків відсутні. Вважається малоймовірним, що поява повторних витоків призведе до збільшення обсягів викидів, більш ніж на 5% проти базового рівня.

Як зазначалось вище, базовий рівень викидів розраховується як сума всіх викидів на протязі першого року впровадження проекту, після ремонту усіх елементів конструкції. Використовуючи дані щодо обсягів витоків, отримані у результаті попередніх досліджень, розрахунки зменшення викидів є стабільними, тому що середнє значення обсягу витоків із клапана вважається 6,5 літрів за хвилину та нульовий обсяг витоку з фланців.




2.2 Визначення очікуємих інвестиційних та поточних витрат, пов’язаних з проектним рішенням
Загальні інвестиційні витрати на проект - € 2,785 мільйонів евро.

Кошторисно-фінансові показники інвестиційних витрат проекту наведені в табл.2.2 , кошторисно-фінансові показники поточних витрат проекту наведені в табл.2.3.
Таблиця 2.2

Калькуляція інвестиційних витрат (основних платежів по здійсненню проекту) та поточних витрат (моніторинг) проекту

№п\п	Призначення платежу		Термін		Cума (в тис. ЄВРО)
1	Збір та обробка необхідної для виконання проекту інформації по обласних газорозподільних підприємствах		05.03.2008		30,00
2	Закупівля вимірювальних приладів		25.03.2008		292,58
3	Закупівля ущільнювальних матеріалів		25.03.2008		618,00
4	Виконання пробних вимірювань для розробки проектно-технічної документації (PDD)		01.05.2008		39,48
5	Валідація проекту		15.05.2008		13,75
6	Оплата 25% вартості робіт по проекту		15.06.2008		511,39
7	Оплата 30% вартості робіт по проекту		15.09.2008		547,53
8	Оплата 40% вартості робіт по проекту		31.10.2008		732,27
Всього				2 785,00
Примітка: 5% вартості робіт по проекту включені в виконання пробних вимірювань і валідацію проекту
99	Щорічні витрати на моніторинг та ремонти (поточні витрати)	Щорічно 2008 -2012		55,0

Структура проектного фінансування – іноземний інвестор, реалізація інвестування згідно Кіотському протоколу по фінансуванню проектів зниження шкідливих викидів агресивних газів в атмосферу.

Для реконструкції газорозподільної інфраструктури ВАТ «Дніпропетровсьгаз» необхідні інвестиції на суму близько 3 млн. євро. Фінансовий стан ВАТ не дозволяє виконати проект без залучення інвестицій. Проект спільного впровадження по Кіотському протоколу забезпечує механізми, що дозволяють залучити фінансові кошти для модернізації газорозподільних мереж. Інвестиції, необхідні для виконання проекту, повертаються інвестору за рахунок реалізації одиниць скорочення викидів (ОСВ), що генеруються даним проектом. Тобто виконання даного проекту скорочення викидів (СВ) дозволить генерувати зменшення викидів парникового газу, що дозволяє згідно Кіотському протоколу отримати інвестовані кошти з міжнародних фондів після проведення експертизи по розрахунку рівня реального скорочення викидів (СВ) після реалізації проекту (кредитні «карбон-бонуси»).

В таблиці 2.3 наведені розрахунки зниження обсягів викидів у ході реалізації проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз» з існуючого рівня 2,8% до проектного 0,8%.
Таблиця 2.3

Кількість одиниць скорочення викидів (ОСВ) протягом періоду дії проекту (2008 - 2012)

Рік	2008	2009	2010	2011	2012
Зменшення викидів, млн.м3	60	62	65	68	70

Розмір необхідних інвестицій для реалізації проекту в грошовому еквіваленті «одиниць скорочення викидів» ( ОСВ) - € 3 млн. євро.

Прогнозована вартість одиниці скорочення викидів (ЄВРО) – 12,5 ЕВРО / 1000 м3.

Таким чином, при підтвердженому обсягу скорочення викиді 300 млн.м3, інвестор отримає кредитних «карбон-бонусів» на суму 3,75 млн. євро, тобто чистий дохід інвестора становитиме 0,75 млн. євро (рентабельність інвестування становитиме – 25%).

Моніторинг проекту та поточні витрати на стадії експлуатації.

Основні заходи для моніторингу зниження викидів парникових газів після впровадження проекту - як зазначено вище усі витоки будуть відремонтовані протягом першого року впровадження проекту (2008 р), після цього, з метою забезпечення щорічної перевірки ремонтування витоків, буде забезпечений відповідний моніторинг згідно визначеного плану.

Контроль повторних витоків:

1. Кожний елемент, відремонтований в процесі проведення робіт проекту СВ, отримає індивідуальний серійний номер, який буде позначено на елементі та зафіксовано за допомогою цифрового знімку даного елементу та його номеру.

2. Інформація відносно кожного відремонтованого елемента буде зберігатися у базі даних, в тому числі фотографії, що демонструють обсяги витоків та ін.

3. Кожний елемент, відремонтований в процесі проекту СВ, буде перевірятись групою моніторингу проекту СВ принаймні один раз на рік за допомогою термокондуктометричних детекторів та детекторів каталітичного окиснення. Ці перевірки будуть здійснюватись незалежно від регулярних перевірок устаткування, які проводяться Житомиргаз, Рівнегаз, Хмельницькийгаз, Дніп-ропетровськгаз, Миколаївгаз, Тисменицягаз та Запоріжжягаз.

4. Якщо повторних витоків не виявлено, група моніторингу проекту СВ робить цифровий знімок кожного компоненту, на якому присутні його серійний номер та показники детектора витоків, що вказують на відсутність витоку. Даний цифровий знімок з датою, часом, серійним номером компонента та деталями часу перевірки буде внесено в базу даних.

5. Якщо виявлено повторний витік, група моніторингу проекту СВ ро-бить цифровий знімок кожного компоненту, на якому присутні його серійний номер та показники детектора витоків, та починає виконувати процедури «Ремонтування повторних витоків».

Ремонт повторних витоків

6. У місці виявлення витоку група моніторингу проекту СВ застосовува-тиме пробовідбірник Hі-Flow Sampler для визначення обсягів витоку. Вияв-лення витоку та вимірювання не може проводитись у той же день, оскільки пробовідбірник Hі-Flow Sampler не виноситься на ділянки контролю під час обстеження на предмет наявності витоків.

7. Кожний витік вимірюється двічі за допомогою пробовідбірника Hі-Flow Sampler. Обидва значення обсягу витоків фіксуються. Якщо два результати вимірювання різняться більше, ніж на 10%, зазвичай це вказує на суб'єктивну похибку і вимір буде припинено. Група, що здійснює вимірювання, по-вина змінити положення та розпочати вимір спочатку. Якщо два результати вимірювання різняться менше, ніж на 10%, більше значення буде використовуватись для розрахунку обсягів витоків в результаті впровадження проекту.

8. Буде зроблено цифровий знімок компонента, його серійного номера та показників пробовідбірника Hіgh-Flow Sampler.

9. Потім витік буде усунено групою моніторингу проекту СВ.

10. Коли витік відремонтовано, компонент буде обстежено ще раз за допомогою термокондуктометричних детекторів або детекторів каталітичного окиснення, щоб переконатися в ефективності ремонту. Буде зроблено цифровий знімок (включаючи зазначення часу) компонента, його серійного номера та показників пробовідбірника.

11. Уся інформація відносно даних робіт буде зберігатися в базі даних.
2.3 Визначення комерційної ефективності запропонованих заходів із врахуванням можливих ризиків
Ефективне використання факторів виробництва визначається як відношення результату до затрат. Існує багато коефіцієнтів продуктивності, тому що є безліч методів виміру результатів і витрат.

Метод дисконтування грошових потоків або метод поточної вартості – найкраща існуюча основа для аналізу грошових потоків від інвестиції [113].

Часто інвестиції протягом того самого або декількох періодів часу характеризуються як доходами, так і витратами. У цьому випадку зручно використовувати наступну термінологію:

- якщо протягом деякого періоду доходи перевищують витрати, то говорять про чисті доходи (net benefіts) або про позитивні грошові потоки (posіtіve cash flows);

- якщо ж протягом деякого періоду часу витрати перевищують доходи, то говорять про чисті витрати (net expendіture) або про відтоки грошових коштів(cash outlay);

Уся серія грошових потоків за період експлуатації інвестиції називається потоком коштів (cash flow stream), що складаються з позитивних грошових потоків чистих доходів і негативних грошових потоків чистих витрат.

Одна з базових концепцій інвестиційної економіки комерційного підприємства і теорії прийняття інвестиційних управлінських рішень полягає в тому, що вартість визначеної суми коштів – це функція часу виникнення грошових доходів або витрат.

Оцінка дисконтованої економічної ефективності фінансових інвестицій основана на різноцінності грошових потоків коштів в часі, що пояснюється такими причинами [114]:

зниження купівельної спроможності й загальне підвищення цін;

отримання процентного прибутку (якщо гривню віднести в банк);

ризик (кредитор може не виконати свої боргові зобов’язання).

Так чи інакше відбувається зміна цінності національної валюти, тож у проектному аналізі це необхідно враховувати методом порівнювання різночасових грошей, так званим дисконтуванням [115].

Майбутня вартість (цінність) Бв сьогоднішніх грошей визначається за формулою (дисконтування постнумерандо – приведення поточної вартості до майбутньої вартості на дату кінця всіх періодів дисконтування):
 (2.1)
де Св – сьогоднішня сума грошей, що інвестуються;

d – постійна норма дисконту, що дорівнює прийнятій для інвестора

нормі прибутку на капітал;

t – тривалість розрахункового періоду (в роках);

Сьогоднішня вартість (цінність) Св майбутніх грошей визначається таким чином (дисконтування пренумерандо – приведення всіх майбутніх вартостей до сьогоднішньої вартості на дату початку періоду дисконтування):
 (2.2 )
Перерахунок поточних і майбутніх сум в еквівалентній вартості шляхом дисконтування дозволяє визначити цінність проектів на основі поточних і майбутніх витрат і результатів. Підраховані за кожний рік життя проекту, вони дисконтуються, а потім підсумовуються з метою одержання загального показника цінності проекту, на основі якого роблять висновок щодо прийнятності проекту.

Критерії, що використовуються в аналізі інвестиційної діяльності, можна підрозділити на дві групи в залежності від того враховується чи ні часовий параметр: 1) засновані на дисконтованих оцінках; 2) засновані на облікових оцінках. До першої групи відносяться критерії [119]:

чистий приведений ефект (Net Present Value, NPV);

індекс рентабельності інвестиції (Probabіlіty Іndex, PІ);

внутрішня норма прибутку (Іnternal Rate of Return, ІRR);

модифікована внутрішня норма прибутку (Modіfіed Іnternal Rate of Return, MІRR);

дисконтований строк окупності інвестиції (Dіscounted Payback Perіod, DPP).

До другої групи відносяться критерії:

строк окупності інвестиції (Payback Perіod, PP);

коефіцієнт ефективності інвестиції (Accountіng Rate of Return, ARR).

а) Метод розрахунку чистого приведеного ефекту(ЧДД)

Цей метод заснований на зіставленні величини вихідної інвестиції (ІC) із загальною сумою дисконтованих чистих грошових надходжень, генерованих нею протягом прогнозованого періоду. Оскільки приплив коштів розподілений у часі, він дисконтується за допомогою коефіцієнта r, встановлюваного інвестором самостійно виходячи зі щорічного відсотка повернення, який він хоче чи може мати на інвестований їм капітал. Припустимо робиться прогноз про те, що інвестиція (ІC) буде генерувати протягом n років річні доходи в розмірі Р1, Р2, …, Рn. Загальна накопичена величина дисконтованих доходів (Present Value, PV) і чистий приведений ефект (Net Present Value, NPV= ЧДД чистий дисконтований доход) відповідно розраховуються по формулах [85]:
 (2.3)
 (2.4)
Якщо NPV>0, то проект варто прийняти; якщо NPV<0, то проект варто відкинути; NPV=0, то проект ні прибутковий, ні збитковий. Дамо економічне трактування критерію NPV з позиції власників компанії, що по суті і визначає логіку критерію NPV:

якщо NPV<0, то у випадку прийняття проекту цінність компанії зменшиться, тобто власники компанії понесуть збиток;

якщо NPV=0, то у випадку прийняття проекту цінність компанії не зміниться, тобто добробут її власників залишиться на колишньому рівні;

якщо NPV<0, то у випадку прийняття проекту цінність компанії, а отже, і добробут її власників збільшиться.

Проект із NPV=0 має додатковий аргумент у свою користь – у випадку реалізації проекту добробут власників компанії не зміниться, але в той же час обсяги виробництва зростуть, тобто компанія збільшиться в масштабах.

При прогнозуванні доходів по роках необхідно по можливості враховувати усі види надходжень як виробничого, так і невиробничого характеру, що можуть бути асоційовані з даним проектом.

Якщо проект припускає не разову інвестицію, а послідовне інвестування фінансових ресурсів протягом m років, то формула для розрахунку NPV модифікується в такий спосіб (з врахуванням впливу інфляції як на дисконтовані потоки інвестиції, так і на згенеровані потоки прибутку інвестиційного проекту):
 (2.5)
де j – прогнозований середній рівень інфляції.

При розрахунку NPV, як правило, використовується постійна ставка дисконтування, однак при деяких обставинах, наприклад, очікується зміна рівня дисконтних ставок, можуть використовуватися індивідуалізовані по роках коефіцієнти дисконтування. Якщо в ході імітаційних розрахунків приходиться застосовувати різні коефіцієнти дисконтування, то формула (2.5) не застосовується, і проект прийнятний при постійній дисконтній ставці може стати неприйнятним.

Показник NPV відбиває прогнозну оцінку зміни економічного потенціалу комерційної організації у випадку прийняття розглянутого проекту. Цей показник адитивений у просторово-тимчасовому аспекті, тобто NPV різних проектів можна підсумовувати. Це дуже важлива властивість, що виділяє цей критерій із всіх інших і що дозволяє використовувати його в якості основного при аналізі оптимальності інвестиційного портфеля.

б) Метод розрахунку індексу рентабельності інвестиції(ІД,ІДД)

Цей метод є по суті наслідком попереднього. Індекс рентабельності (PІ) = ІД(індекс доходності) розраховується по формулі [85]:
 (2.6)
Якщо PІ>1, то проект варто прийняти; якщо PІ<1, то проект варто відкинути; якщо PІ=1, то проект є ні прибутковим, ні збитковим.

Якщо проект припускає не разову інвестицію, а послідовне інвестування фінансових ресурсів протягом m років, то формула для розрахунку PІ модифікується в такий спосіб (з врахуванням впливу інфляції як на дисконтовані потоки інвестиції, так і на згенеровані потоки прибутку інвестиційного проекту):
 (2.7)
На відміну від чистого приведеного ефекту індекс рентабельності є відносним показником: він характеризує рівень доходів на одиницю витрат, тобто ефективність вкладень – чим більше значення цього показника, тим вище віддача кожної гривні, інвестованої в даний проект. Завдяки цьому критерію PІ дуже зручний при виборі одного проекту з ряду альтернативних, що мають приблизно однакові значення NPV (зокрема, якщо два проекти мають однакові значення NPV, але різні обсяги необхідних інвестицій, те вигідніше той з них, що забезпечує велику ефективність вкладень), або при комплектуванні портфеля інвестицій з метою максимізації сумарного значення NPV.

в) Метод розрахунку внутрішньої норми прибутку інвестиції(ВНД)

Під внутрішньою нормою прибутку інвестиції (ІRR= ВНД) розуміють значення коефіцієнта дисконтування r, при якому NPV проекту дорівнює нулю: ІRR = r, при якому NPV = f( r ) = 0.

Іншими словами, якщо позначити ІC=CF0, то ІRR знаходиться з рівняння [85]:
 (2.8)
Практичне застосування даного методу ускладнено, якщо в розпорядженні аналітика немає спеціалізованого фінансового калькулятора. У цьому випадку застосовується метод послідовних ітерацій з використанням табульованих значень дисконтованих множників. Для цього за допомогою таблиць вибираються два значення коефіцієнта дисконтування r1<r2 таким чином, щоб в інтервалі (r1, r2) функція NPV=f(r ) змінювала своє значення з “+” на “-” чи з “-” на “+”. Далі застосовують формулу
 (2.9)
де r1 - значення табульованого коефіцієнта дисконтування, при якому

f(r1)>0 (f(r1)<0)); r2 - значення табульованого коефіцієнта дисконтування, при якому f(r2)<0 (f(r2)>0)).

г) Метод визначення строку окупності інвестицій(СО, ДСО)

Цей метод, що є одним з найпростіших і широко використовуємих у світовій обліково-аналітичній практиці, не припускає тимчасової упорядкованості грошових надходжень [85]. Алгоритм розрахунку строку окупності (СО) залежить від рівномірності розподілу прогнозованих доходів від інвестиції. Якщо доход розподілений по роках рівномірно, то строк окупності розраховується розподілом одноразових витрат на величину річного доходу, обумовленого ними. При одержанні дробового числа воно округляється убік збільшення до найближчого цілого. Якщо прибуток розподілений нерівномірно, то строк окупності розраховується прямим підрахунком числа років, протягом яких інвестиція буде погашена кумулятивним доходом. Загальна формула розрахунку показника СО має вид:
 , при якому  (2.10)
Нерідко показник СО = РР розраховується більш точно, тобто розглядається і дробова частина року; при цьому робиться припущення, що грошові потоки розподілені рівномірно протягом кожного року.

Тоді формула (1.10) модифікується для розрахунків як :
 (2.11)
Деякі фахівці при розрахунку показника СО= РР рекомендують враховувати часовий аспект. У цьому випадку в розрахунок приймаються грошові потоки, дисконтовані по показнику WACC, а відповідна формула для розрахунку дисконтованого строку окупності (DPP) має вид:
 , при якому  (2.12)
Очевидно, що у випадку дисконтування строк окупності збільшується, тобто завжди DPP>PP. Іншими словами, проект прийнятний за критерієм СО може виявитися неприйнятним за критерієм DPP= ДСО.

Якщо проект припускає не разову інвестицію, а послідовне інвестування фінансових ресурсів протягом m років, то формула для розрахунку ДСО(DPP) модифікується в такий спосіб (з врахуванням впливу інфляції як на дисконтовані потоки інвестиції, так і на сгенеровані потоки прибутку інвестиційного проекту):
 (2.13)
В табл.2.4 наведені вихідні дані проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз», за результатами яких в табл.2.5 -2.7 наведені результати розрахунків дисконтованої ефективності варіантів проекту за алгоритмами розрахунку (2.3) –(2.13).
Таблиця 1.4

Вихідні дані проекту (2008 – 2012 роки)

Параметри	2008	2009	2010	2011	2012
1. Обсяг зниження втрат на витоки в млн.м3	60	62	65	68	70
2. Додатковий доход ВАТ від продажу газу в млн. грн. (мінус витрати на моніторинг)	6,499	6,21373	6,34371	6,47369	6,60367
3. Обсяги іноземних інвестицій в млн. грн.	22,650
4. Обсяги кредитних «карбон-бонусів» інвестору, млн. грн.	-5,662	-5,662	-5,662	-5,662	-5,662

Таблиця 2.5

Результати розрахунку дисконтованої ефективності проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз» при ставці дисконтування 25% річних (номінальний варіант інвестування з відшкодуванням інвестору кредитних «карбон-бонусів»)





Таблиця 2.6

Результати розрахунку дисконтованої ефективності проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз» при ставці дисконтування 25% річних (класичний варіант інвестування з максимальним ризиком)


Як показують результати розрахунку дисконтованої ефективності проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз» при ставці дисконтування 25% річних (номінальний варіант інвестування з відшкодуванням інвестору кредитних «карбон-бонусів»), наведені в табл.2.5, інвестиційні дисконтовані характеристики проекту для ВАТ «Дніпропетровськгаз» є позитивними:

- повернення інвестицій здійснюється за рахунок міжнародних коштів по Кіотському протоколу, тобто для ВАТ «Дніпропетровськгаз» інвестування є безоплатним;

- дисконтований чистий дохід за 5 років становить 17, 2 млн. грн.;

- дисконтований чистий прибуток за 5 років становить 11,2 млн. грн.

- щорічний додатковий прибуток 6,5 млн. грн. суттєво знижує операційний збиток в 24 -26 млн. грн., характерний для діяльності ВАТ «Дніпропет-ровськгаз» за останні роки.

- норма ВНД проекту становить 52,075%, що практично в 2 рази вище норми дисконтування, та свідчить про високий рейтинг інвестиційної привабливості проекту (табл.2.7).
Таблиця 2.7

Результати розрахунку ставки ВНД проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз» (номінальний варіант інвестування з відшкодуванням інвестору кредитних «карбон-бонусів»)


Як показують результати розрахунку дисконтованої ефективності проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз» при ставці дисконтування 25% річних (класичний варіант інвестування без відшкодуванням інвестору кредитних «карбон-бонусів»), наведені в табл.2.6, інвестиційні дисконтовані характеристики такого варіанту проекту для ВАТ «Дніпропетровськгаз» є негативними, тобто отриманого від експлуатації інвестиції грошового потоку прибутку недостає для покриття дисконтованого грошового потоку інвестицій. Тобто, без механізму міжнародної підтримки ВАТ «Дніпропетровськгаз» не зможе виконати проект зниження витоків газу в навколишнє середовище.

Планування та реалізація інвестиційних проектів відбувається в умовах невизначеності, що породжується зміною внутрішнього та зовнішнього середовищ. Під невизначеністю розуміють відсутність повної та достовірної інформації про умови реалізації проекту [81].

Невизначеність, що пов’язана з можливістю виникнення в ході реалізації проекту несприятливих умов, ситуацій та наслідків називається ризиком.

Якісний моніторинг ризиків забезпечує управління інформацією, яка допомагає приймати ефективні рішення до настання ризикових подій. Модель організації робіт по управлінню ризиком приведена на рис.2.2.

Найбільш розповсюдженою характеристикою ризику є загроза або небезпека виникнення невдач в тій чи іншій діяльності, небезпека виникнення несприятливих наслідків, змін зовнішнього середовища, які можуть викликати втрати ресурсів, збитки, а також небезпеку від якої слід застрахуватись.

При оцінці інвестиційних проектів найбільш суттєвими є наступні види невизначеності та інвестиційних ризиків [65]:

- невизначеність політичної ситуації, ризик несприятливих соціально-політичних змін у країні та регіоні;

- ризик, пов’язаний з нестабільністю економічного законодавства та поточної економічної ситуації, умов інвестування та використання прибутку;

- зовнішньоекономічний ризик (можливість введення обмежень на торгівлю та постачання, закриття кордонів тощо);


Рис.2.2. Модель управління ризиком [86]
- неповнота та неточність інформації про динаміку техніко-економічних показників, параметрах нової техніки та технології;

- коливання ринкової кон’юнктури, цін, валютних курсів, невизначеність природно - кліматичних умов, можливість стихійних лих;

- виробничо-технологічний ризик (аварії, виробничий брак тощо);

- невизначеність цілей, інтересів та поведінки учасників; неповнота та неточність інформації про фінансовий стан та ділові репутації підприємств-учасників (можливість неплатежів, банкротств, зривів договірних зобов’язань).

За джерелами виникнення ризики класифікуються на [65]:

- політичні;

- господарські;

- форс-мажорні.

Політичні ризики обумовлені:

- ризиком зміни державного устрою, частими змінами уряду;

- нестабільністю політичної влади;

- неадекватністю політичних рішень.

Господарські ризики можуть включати:

- ризик зміни податкового законодавства;

- ринковий ризик (відсутність попиту на товари та послуги);

- ризик капітальних вкладень (інфляція);

- ризик зміни цін постачальників;

- ризик затримки платежів за реалізовану продукцію;

- ризик неадекватного менеджменту тощо.

Форс-мажорні обставини включають:

- ризики землетрусу, повені, бурі, урагану, ін. стихійних лих;

- ризики виникнення міжнаціональних конфліктів;

- ризик втрати майна при пожежі.

Інвестори повинні бути впевненні, що прогнозованих доходів від проекту вистачить для покриття витрат, виплат заборгованостей та забезпечення окупності капіталовкладень. Мова йде про ризик нежиттєздатності проекту.

Інвесторів хвилює і ризик додаткових витрат, які пов’язані з несвоєчасним завершенням будівництва проекту через інфляцію, коливань курсів валют, екологічних проблем. Тому перед початком будівництва учасники проекту повинні прийти до згоди відносно гарантій його своєчасного завершення.

Ризик непередбачених змін вартісних оцінок проекту в результаті зміни початкових управлінських рішень, а також змін ринкових та політичних обставин носить назву динамічного. Зміни можуть привести як до втрат, так і до додаткових доходів.

Ризик втрат реальних активів внаслідок нанесення збитків власності та незадовільної організації називається статичним. Цей ризик призводить лише до втрат.

Виходячи з певної ймовірності виникнення небажаних ситуацій, необхідно побудувати діяльність таким чином, щоб зменшити ризик і пов’язані з ним втрати в майбутньому.

Необхідно також провести аналіз чутливості інвестиційного проекту. Він полягає в тому, що крім прогнозованих фінансових результатів, розрахованих для базового варіанту, виконується розрахунок ще для декількох екстремальних випадків:

- розрахунок за найгіршим сценарієм – коли зовнішні фактори максимально заважають здійсненню проекту;

- розрахунок за найкращим сценарієм – коли зовнішні фактори максимально сприяють здійсненню проекту.

За найгіршого сценарію реалізації проекту, повинна бути забезпечена прибутковість, яка гарантує виконання зобов’язань перед кредиторами або партнерами.

Обмеженість фінансових ресурсів інвестиційного проекту приводить до необхідності залучення додаткового позикового капіталу.

Велика доля позикового капіталу при здійсненні проектів підвищує ризик порушення принципу ліквідності підприємства, тобто існує фінансовий ризик. Взагалі, фінансовий ризик поділяють на ризик ліквідності та ризик рентабельності. Договірні виплати платежів по кредиту, як правило, необхідно проводити і тоді, коли проект здійснюється не так успішно, як було заплановано.

Результатом може бути ліквідація проекту, продаж за безцінь майна та втрата власного капіталу. При фінансуванні власним капіталом можна припинити виплату дивідендів та заплановані погашення аж до покращення ситуації з ліквідністю.

З іншого боку, отримання додаткового капіталу підвищує рентабельність власного капіталу. Це виникає тоді, коли проценти за додатковий сторонній капітал менші від прибутку від капіталу. Частіше не можливо взагалі відмовитись від використання в проекті стороннього капіталу, так як не вистачає прибутків для покриття витрат на необхідні інвестиції. Якщо отримані кошти зі сторони не ведуть до збільшення прибутку, то може скластися ситуація, коли рентабельність власного капіталу значно зменшується і в екстремальному випадку можна втратити і власний капітал. Навіть успішні проекти не можуть бути захищені від коливань. Тому планові щорічні доходи від проекту повинні перекривати максимальні річні виплати по заборгованості. При цьому для зниження ризику, який має назву ризик несплати заборгованості, формують резервний фонд, як можливість додаткового фінансування проекту, шляхом відрахувань визначеного відсотку від реалізації продукції проекту.

Основні фактори ризику проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз» та заходи щодо його зменшення - при впровадженні проекту та його подальшій реалізації слід враховувати наступні основні види потенційних ризиків:

Ризики пов’язані із проектом: Добре розуміння даного проекту. Обрані для реалізації проекту матеріали та обладнання забезпечать максимальну ефективність та найякісніші результати. Усі учасники проекту мають значний досвід із зменшення викидів шкідливих речовин (у т.ч. метану) в атмосферу;

Головні ризики: Базові обсяги викидів для цього проекту розраховувались компанією Лейкс Юероп Інк (Lakes Europe, Іnc). Згідно зі стандартами DNV перед цим затверджувались базові обсяги викидів при реалізації подібних проектів у російських газорозподільних мережах, впровадження цих проектів засвідчило високу відповідність вказаних базових розрахунків практичним результатам.

Ринкові ризики: Прогнозується значний ринковий ефект у результаті впровадження даного проекту. На сьогоднішній день, кінцевий споживач, внаслідок витоків забруднюючих речовин у атмосферу несе збитки, оскільки він змушений платити за втрати газу із загальних обсягів його подачі.

Фінансові ризики: Фінансові ризики для даного проекту СВ є незначними порівняно з іншими проектами СВ, оскільки методологія та результати добре відомі, «принцип додатковості» високий і тому прибутковість є стабільною;

Ризики, пов’язані із особливостями країни реалізації проекту: Україна має значний потенціал щодо зменшення викидів шкідливих речовин. Враховуючи спеціальні умови, що існують в країні на сьогоднішній день, компанія Poіnt Carbon підвищила статус України з ВВ- до ВВ щодо факторів ризику в країні. В Україні вже існує відповідна законодавча та нормативна бази.

Формулювання «принципу додатковості» щодо даного проекту.

Використання сучасного герметику Gore-Tex дозволить учасникам проекту повністю усунути витоки у межах проекту. Таким чином, всі усунені витоки стануть карбоновими кредитами – тобто є джерелом додаткового фінансування проекту в рамках Кіотського протоколу. Результати вимірів витоків після впровадження програми реконструкції у 10 регіонах Російської Федерації підтверджують зазначений висновок.

При виконанні проекту будуть використовуватись новітні технології та обладнання, а також сучасні методики контролю у газорозподільних мережах України.

Очікуваний глобальний/локальний вплив на навколишнє середовище (позитивний та негативний) внаслідок реалізації проекту

Місцеві переваги: Зменшення безпосередніх витоків метану. Проектні роботи не потребують інфраструктури або обладнання, що могло б завдати будь-якого істотного впливу на місцеве або регіональне навколишнє середовище. Результати виконання проектних робіт, скорочення витоків метану відображають зменшення ймовірності їх виникнення, особливо пов’язаних з внутрішніми витоками.

Виконання проектних робіт принесе також інші додаткові переваги, такі як енергозбереження, яке вигідне кінцевим споживачам, позитивний вплив на стан здоров’я населення, внаслідок заміни азбесту, що використовувався в якості ремонтного матеріалу та зменшення ризику виникнення непередбачуваних подій, пов’язаних із витоками газу.

Глобальні переваги - зменшення частки метану в атмосфері.

Очікуваний соціальний та економічний ефект від впровадження проекту - даний проект СВ є проектом чистих технологій, що може бути впроваджений на великих газорозподільних мережах України і матиме наступні позитивні наслідки:

Укладення комерційних угод з українськими підприємствами, що будуть залучені до виконання проектних робіт (програма виміру витоків, ремонтні роботи, моніторинг, тощо).

Набуття нових технологій виміру та усунення витоків метану.

Підвищення кваліфікації співробітників газорозподільних підприємств, що забезпечують роботу та обслуговування газорозподільної інфраструктури.

Зменшення витрат за газ з боку кінцевих споживачів (промисловості, комерційного сектору, населення) за рахунок припинення оплати газу, який втрачаєтьться внаслідок витоків, можливе впровадження змін та вдосконалення майбутніх тарифів за споживання природного газу.

Висновок щодо переваг від впровадження проекту для сталого розвитку країни - проект є надважливим для України та Східної Європи. Міжнародне агентство з енергетики переконало Україну сприяти впровадженню проектів по зменшенню витоків метану. Вбачаються наступні переваги від реалізації проекту для стабільного розвитку України:

Проект представляє екологічно чисті, передові технології та методи щодо управління газовою промисловістю.

Збереження природного газу при постачанні його кінцевим споживачам та енергозбереження;

Покращення місцевих умов навколишнього середовища завдяки зменшенню витоків метану в атмосферу;

Створення робочих місць для працівників, що забезпечують роботу та обслуговування газорозподільної інфраструктури.




Розділ 3. Обґрунтування плану впровадження заходів
3.1 План організаційних заходів
Для виконання проекту на базі 18 територіальних управлінь ВАТ «Дніп-ропетровськгаз» з використанням наявної чисельності монтажників, допущених до роботи на газорозподільних мережах, та з введенням в бригади 24 спеціалістів фірми - корпорація «Лейкс Юероп, Інк». по навчанню роботі з приладами заміру витоків газу Gasurveyor 500 Serіes та 6 консультантів по роботі з ущільнювачем штока засувки GORE™ фірми ТОВ «Центр Тест» по проектуванню систем герметизації фланців та вентилів-регуляторів, створюються 18 поточних бригад на 5-ти місячний період роботи.

Сценарій проекту передбачає перевірку усіх клапанів та фланців, які охоплюються проектом, на наявність витоків. У разі виявлення витоку, він буде належним чином виміряний та відремонтований із застосуванням сучасних ущільнювачів. У разі не виявлення витоку у клапані старі герметики також будуть замінені сучасним матеріалом в усіх клапанах. Герметики у фланцях будуть замінюватися тільки у разі виявлення витоку. Усі клапани та фланці охоплені проектом будуть контролюватись протягом періоду визначення економічного ефекту впровадження проекту.

Учасники проекту вже сформували робочі групи в Дніпропетровську для проведення робіт з вимірювання витоків та заміни герметику на протязі періоду дії проекту та вирішили проблему з необхідними для впровадження проекту ресурсами, устаткуванням для вимірювання та сучасними герметиками для ліквідації витоків.

На протязі виконання проектних робіт буде проведено навчання працівників ВАТ «Дніпропетровськгаз» та створення спеціалізованих бригад для проведення робіт у випадку появи нового витоку після проведення ремонтних робіт та забезпечення контролю за вказаним вузлом.


3.2 Виробнича програма, план реалізації продукції та послуг, план матеріально-технічного забезпечення заходів
Виробнича діяльність підприємств характеризується системою показників. Найістотнішими з них в умовах вільних ринкових відносин є такі, як попит на продукцію та обсяг виробництва, величина пропозиції й виробнича потужність підприємства, витрати й ціни на продукцію, потреба в ресурсах та інвестиціях, обсяг продажу та загальний дохід тощо.

Найважливішим у процесі планування діяльності підприємств є розроблення виробничої програми, тобто обґрунтування обсягу виготовлення продукції, конкретної номенклатури й асортименту відповідно до потреб ринку.

За результатами дослідження потреб ринку в продукції підприємства визначають обсяг виробництва кожного виду продукції, при цьому досягається рівновага попиту та пропозиції. Це означає, що плани виробників та споживачів з виготовлення й споживання того чи іншого виробу або послуги збігаються, що є важливою умовою нормального функціонування підприємства.

Планування виробництва продукції на підприємствах — це процес розроблення та виконання основних показників з обсягів виробництва. Номенклатуру, асортимент і кількісні показники продукції визначають виходячи з потреб ринку, на підставі яких складають план збуту продукції.

У процесі планування виробництва продукції досягають забезпечення збалансованості виробничої програми й виробничої потужності, конкретизації обсягів та термінів виконання робіт і послуг, також виконують розрахунки потреб в усіх видах ресурсів і визначають можливості забезпечення ними процесу виробництва.

Визначаючи виробничі можливості, виконують розрахунки наявних і потрібних виробничих потужностей, кількості працівників, матеріальних ресурсів. У ринкових умовах основним обмеженням обсягів виробництва товарів та послуг, що плануються, є недостатність ресурсів. Через це та через межі, що вони ставлять перед усякою виробничою діяльністю, обсяг виробництва на кожному підприємстві лімітується багатьма факторами. Важливим чинником виробничих можливостей підприємства є виробнича потужність. Вона визначає рівень виробництва продукції та послуг, ступінь стримування обсягу випуску, тобто верхню межу продажу продукції. Верхня межа зумовлена наявністю виробничих площ, технологічного устаткування, трудових ресурсів, матеріалів і капіталу.

Розподіляючи виробництво продукції, ураховують:

кількість робочих днів у кожному плановому періоді;

змінність роботи підприємства та його підрозділів;

планову зупинку устаткування на ремонт;

стан технічної підготовки виробництва тощо.

Матеріально-технічне постачання має своїм завданням пошук найкращої відповіді на пропозицію ринку за мінімальних витрат. Воно покликане не лише забезпечити досягнення певної мети, а й знайти найбільш економічні варіанти.

Потребу в МТР розраховують різними методами, серед яких найширше застосовують метод прямого розрахунку (детермінований), що ґрунтується на прогресивних нормах витрат матеріалів та планах випуску продукції. До методів прямого розрахунку відносять подетальний, на виробничу одиницю, за аналогами, за типовими представниками, рецептурний та ін.

За подетального методу потребу в матеріалах визначають як добуток норми витрат на деталь і кількість запланованих до виробництва деталей.

В табл.3.1 наведені результати розрахунків обсягів планових робіт та необхідних обсягів фінансування для виконання проекту ВАТ «Дніпропет-ровськгаз» в районному розрізі по 18 управлінням.

Таблиця 3.1

Планування обсягів робіт та обсягів фінансування МТЗ проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз»

3.3 План з праці
Метою розроблення плану персоналу та оплати праці є визначення економічно обґрунтованої потреби підприємства в персоналі й забезпечення його ефективного використання в плановому періоді.

План персоналу та оплати праці розробляють на підставі плану виробництва й реалізації продукції.

План інновацій впливає на чисельність персоналу, його фаховий склад і кваліфікаційний рівень. Затрати на утримання персоналу визначають рівень витрат виробництва.

План персоналу складається з трьох підрозділів: план продуктивності праці, план чисельності персоналу та план оплати праці. Порядок розроблення плану персоналу та оплати праці охоплює такі етапи:

аналіз стратегічних цілей і завдань підприємства на плановий період і завдань щодо персоналу та оплати праці;

аналіз базових показників персоналу та оплати праці;

розрахунок планових показників продуктивності праці;

обчислення планового бюджету робочого часу одного працівника;

- визначення потреби в персоналі;

- розрахунок додаткової потреби (вивільнення) персоналу;

- планування підготовки, підвищення кваліфікації та перепідготовки персоналу;

- обчислення фонду оплати праці;

- визначення середньої заробітної плати.

В табл.3.2 наведені результати розрахунків обсягів та вартості планових робіт, нормування чисельності персоналу, обсягів потрібного фонду оплати праці (з 39% відрахувань в соцфонди) при реалізації проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз» в районному розрізі по 18 управлінням. Рівень середньої заробітної плати досягає 5 901 грн./міс для 325 працівників проекту.

Таблиця 3.2

Планування продуктивності праці, нормовитрат праці для виконання обсягів планових робіт та планової чисельності персоналу для виконання проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз»

3.4 План витрат та собівартості продукції підприємства
Планування витрат — це визначення цілей підприємства та його підрозділів у формі постановки виробничих завдань і вибору засобів для їх виконання. Плани конкретизують у кошторисах, які відображають витрати в грошовій формі. Отже, планування витрат полягає у виявленні складу витрат та їх кількісної оцінки.

Усі витрати підприємства під час планування поділять на одночасні та поточні.

Одночасні витрати здійснюють у формі інвестицій та різних інноваційних заходів, пов’язаних з розширенням виробництва, заміною основних фондів, реконструкцією тощо.

Поточні витрати, пов’язані з виробництвом і реалізацією продукції, робіт, послуг, також набувають форми витрат. Крім них підприємство платить податки, відрахування, штрафи, пені, витрачає кошти на соціальні потреби членів трудового колективу.

Сума зазначених витрат, виражена в грошовій формі за певний період часу, створює витрати підприємства.

Складовою витрат підприємства є собівартість продукції.

Собівартість продукції — це виражені в грошовій формі витрати на споживані під час виготовлення продукції засоби виробництва, оплату праці робітників, послуги інших підприємств, витрати на реалізації продукції, а також витрати на управління й обслуговування виробництва.

Собівартість є одним з найважливіших економічних показників господарської діяльності підприємства, одним з основних показників якості його роботи.

Метою розроблення плану собівартості продукції є визначення планових, економічно обґрунтованих загальних витрат на виробництво запланованих обсягів продукції. Величину витрат на виробництво всієї товарної продукції, продукції, що підлягає реалізації, та кожного виду виробу визначають техніко-економічними розрахунками.

У процесі планування собівартості вирішують низку завдань, серед яких основними є:

- розрахунок вартості необхідних ресурсів;

- обчислення собівартості виробництва кожного виду продукції та її рентабельності. Це є критерієм нижнього рівня ціни та умовою формування виробничої програми;

- визначення загальної величини витрат на виробництво запланованих обсягів виробів.

Вихідними даними планування витрат є:

планові обсяги виробництва продукції в натуральному та вартісному вираженні;

норми витрат матеріальних ресурсів для виробництва продукції та розрахунок потреби в ресурсах у натуральному вираженні;

ціни на матеріально-технічні ресурси, необхідні для виробництва, та ціни на послуги виробничого характеру сторонніх організацій;

норми затрат праці, розрахунки чисельності та професійного складу робітників, умови оплати їхньої праці, що визначаються контрактом та колективними угодами;

економічні нормативи: норми амортизаційних відрахувань, відрахувань на соціальні заходи, податків, обов’язкових платежів, передбачених законодавством;

плани організаційно-технічних заходів, економії матеріальних ресурсів, поліпшення використання праці.

План собівартості продукції розробляють у такій послідовності:

складають кошторис витрат і калькулюють собівартість продукції та послуг цехів виробничої інфраструктури;

Таблиця 3.3

Кошторис витрат собівартості проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз»

складають кошториси: витрат, пов’язаних з підготовкою та освоєнням виробництва продукції; відшкодування зносу спеціального інструменту та пристроїв спеціального призначення; загальновиробничих витрат за цехами основного виробництва з подальшим узагальненням їх по підприємству; адміністративних витрат; витрат на збут продукції; інших операційних витрат;

- калькулюють собівартість одиниці продукції за видами;

- розраховують собівартість усієї товарної продукції та продукції, що реалізується;

- складають зведений кошторис витрат на виробництво.

Результати планових розрахунків виражають показниками абсолютної величини, відносного рівня й динаміки витрат, що обчислюються для одиниці або до загального обсягу випуску певного виду продукції та продукції, що реалізується.

В табл.3.3 наведені результати кошторисних розрахунків обсягів та вартості планових робіт по реалізації проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз» в районному розрізі по 18 управлінням.
3.5 Фінансовий план та план прибутку
Основою фінансового планування є фінансова стратегія підприємства. Фінансова стратегія — складова загальної стратегії економічного розвитку, яка охоплює систему довготермінових завдань фінансової діяльності підприємства та способи їх досягнення. Розроблення фінансової стратегії підприємства пов’язано з вирішенням таких основних завдань:

- обґрунтування основних джерел фінансового забезпечення діяльності підприємства;

- вибір оптимальних способів інвестиційної діяльності підприємства;

- зведення до мінімуму фінансових ризиків підприємства;

- забезпечення фінансової стійкості та рентабельності;

- визначення способів виходу підприємства з фінансової кризи та методів управління за умов кризового стану підприємства.

Фінансова стратегія є основою для розроблення фінансової політики. Фінансова політика підприємства — форма реалізації фінансової стратегії за окремими аспектами його фінансової діяльності. Фінансова політика формується за окремими напрямами фінансової діяльності: політика формування активів і структури капіталу, політика управління активами та інвестиціями, політика залучення фінансових ресурсів (формування власних фінансових ресурсів і залучення із зовнішніх джерел).

Фінансове планування — це процес визначення обсягу фінансових ресурсів, необхідних для виробничо-господарської діяльності підприємства, а також джерел їх надходження.

Основними завданнями фінансового планування є:

- забезпечення виробничої та інвестиційної діяльності необхідними фінансовими ресурсами;

- визначення напрямів ефективного вкладення капіталу, оцінювання раціональності його використання;

- виявлення й мобілізація резервів збільшення прибутку за рахунок поліпшення використання матеріальних, трудових та грошових ресурсів.

У процесі фінансового планування використовують такі методи:

1) балансовий — дохід і витрати балансують, а також для кожної статті витрат визначають джерела їх покриття;

2) нормативний — потребу у фінансових ресурсах визначають на основі фінансових норм і нормативів;

3) розрахунково-аналітичний — базові дані та індекси зміни їх у плановому періоді використовують, складаючи фінансовий план;

4) методи економіко-математичного моделювання — застосовують для прогнозування значення показників та оптимізації планових рішень.

Фінансовий план слугує необхідною умовою для раціональної організації роботи на всіх ділянках фінансово-господарської діяльності підприємства.

Плануючи прибуток, ураховують внутрішні й зовнішні умови діяльності підприємства, тобто зміни макроекономічних чинників (зміна законодавства, структури попиту, інфляції і т. ін.).

Розрізняють пасивну й активну стадії складання плану прибутку. Розроблення плану прибутку з урахуванням корективів, що враховують зміни зовнішніх і внутрішніх умов, — це пасивна стадія планування. Активна стадія полягає у визначенні найбільшої прибутковості підприємства з урахуванням зовнішніх і внутрішніх змін. Активна стадія дає змогу збільшити прибуток, визначений у процесі пасивної стадії розроблення плану, завдяки пошуку й мобілізації резервів підвищення продуктивності праці, зниження окремих витрат на виробництво та реалізацію продукції, збільшення обсягів продажу продукції, частки прибутку в ціні окремих виробів, якість яких перевищує якість аналогічної продукції конкурентів, і т. ін.

Для планування прибутку від інноваційного проекту ВАТ «Дніпропетровськгаз» в дипломному дослідженні виконане балансове постатейне прогнозування з використанням результатів звіту по Формі №2 за 2007 рік.

В якості прогнозних результатів проекту введені дані прогнозного кошторису за 1 рік (2008) проекту (табл.3.1 – 3.3):

- для початку робіт поступає іноземна інвестиція 3,0 млн. євро (еквівалент 22,65 млн. грн.) 3-ма траншами на протязі 5 місяців виконання робіт проекту;

- отримані кошти використовуються для додаткових витрат в собівартості ВАТ для реалізації проекту (22,65 млн. грн.):

а) придбання приладів заміру – 2,209 млн. грн.;

б) придбання ущільнюючих матеріалів – 4,666 млн. грн.;

в) розрахункові витрати на оплату праці робочих бригад – 13,523 млн. грн.;

г) додаткові накладні витрати проекту – 2,252 млн. грн.

- додатковий валовий дохід ВАТ «Дніпропетровськгаз» на кінець року від продажу газу, виток яких перекритий(62,165 млн.м3) становитиме 71,490 млн. грн.;

В табл.3.4 наведені результати прогнозування фінансових результатів діяльності ВАТ «Дніпропетровськгаз» за 2008 рік, які реалізовані введення додаткового валового доходу та витрат в реальний фінансовий звіт за 2007 рік.

Як показує аналіз результатів прогнозування, наведених в табл.3.4:

- валовий реалізаційний прибуток зріс з фактичного рівня 10,823 млн. грн. до прогнозного 38,55 млн. грн.;

- сумарний операційний прибуток зріс з фактичного рівня збитку -26,124 млн. грн. до рівня позитивного прибутку +1,602 млн. грн.;

- рівень чистого прибутку після оподаткування зріс з фактичного рівня збитку -23,935 млн. грн. до рівня позитивного прибутку +3,792 млн. грн.

Таким чином, впровадження інноваційного проекту зменшення витоку газу з магістральних з’єднань та клапанно-регуляційних вузлів газотранспортної мережі у Дніпропетровській області, дозволяє вийти на економію 62,165 млн.м3 газу, що при річному обсягу поставок газу ВАТ «Дніпропетровськгаз» до 3,1 – 3,3 млрд.м3 на рік приводить до переходу підприємства в перший рік впровадження проекту з збиткової роботи до прибуткової.




Таблиця 3.4

Прогноз звіту про фінансові результати ВАТ «Дніпропетровськгаз» за 1 рік (2008) впровадження проекту




Розділ 4. Розробка заходів з охорони праці на підприємстві
4.1 Законодавчі нормативи охорони праці
Охорона праці - це система правових, соціально-економічних, організаційно-технічних, санітарно-гігієнічних і лікувально-профілактичних заходів та засобів, спрямованих на збереження здоров'я і працездатності людини в процесі праці [6].

При укладенні трудового договору громадянин має бути проінформований власником під розписку про умови праці на підприємстві, наявність на робочому місці, де він буде працювати, небезпечних і шкідливих виробничих факторів, які ще не усунуто, можливі наслідки їх впливу на здоров'я та про його права на пільги і компенсації за роботу в таких умовах відповідно до законодавства і колективного договору.

Забороняється укладення трудового договору з громадянином, якому за медичним висновком протипоказана запропонована робота за станом здоров'я.

Умови праці на робочому місці, безпека технологічних процесів, машин, механізмів, устаткування та інших засобів виробництва, стан засобів колективного та індивідуального захисту, що використовується працівником, а також санітарно-побутові умови повинні відповідати вимогам нормативних актів про охорону праці.

На адміністрацію підприємства покладається проведення інструктажу працюючих [6]:

Вступний інструктаж проводить інженер по охороні праці із усіма поступаючими на роботу, незалежно від їхньої освіти і стажу роботи, а також з учнями і студентами, що прибули на виробниче навчання і практику.

Первинний інструктаж на робочому місці проводить індивідуально безпосередній керівник робіт із усіма робітниками, відрядженими, учнями і студентами, що вперше приступають до даного виду роботи. До ряду професій пред'являються підвищені вимоги з погляду забезпечення безпеки праці. Робітники таких професій перед первинним інструктажем повинні проходити навчання по спеціальних програмах.

Повторний інструктаж проводять із усіма працівниками, що проходять первинний інструктаж, з метою перевірки і підвищення рівня їхніх знань по охороні праці. Його необхідно проводити систематично через визначений проміжок часу.

Позаплановий інструктаж необхідно проводити при змінах різного роду в об'єктах, що обслуговуються, при порушенні працівниками інструкцій з охорони праці і при зміні правил по охороні праці.

Про проведення відповідного виду інструктажу повинні робитися записи в спеціальному журналі з обов'язковими підписами інструктуємого і інструктора.

Працівник має право відмовитися від дорученої роботи, якщо створилася виробнича ситуація, небезпечна для його життя чи здоров'я або для людей, які його оточують, і навколишнього середовища. Факт наявності такої ситуації підтверджується спеціалістами з охорони праці підприємства з участю представника профспілки і уповноваженого трудового колективу, а в разі виникнення конфлікту - відповідним органом державного нагляду за охороною праці з участю представника профспілки.

Власник зобов'язаний відшкодувати працівникові шкоду, заподіяну йому каліцтвом або іншим ушкодженням здоров'я, пов'язаним з виконанням трудових обов'язків, у повному розмірі втраченого заробітку відповідно до законодавства, а також сплатити потерпілому (членам сім'ї та утриманцям померлого) одноразову допомогу.




4.2 Правила охорони праці та безпеки будівництва і експлуатації систем газопостачання України
Правила безпеки систем газопостачання (далі - ці Правила) встановлюють вимоги до проектування, будівництва і експлуатації систем газопостачання, які використовують як паливо природні гази (газових і газонафтових родовищ), газоповітряні суміші на їх основі з надмірним тиском не більш 1,2 МПа (12 кгс/кв. см), зріджені вуглеводні гази (далі - ЗВГ) з надмірним тиском не більше 1,6 МПа (16 кгс/кв. см) [42].

Вимоги цих Правил поширюються на проектування і будівництво нових, розширення, реконструкцію та капітальний ремонт і експлуатацію діючих систем і об'єктів газопостачання.

Ці Правила поширюються на підприємства, установи, організації (далі - підприємства) незалежно від форми власності, відомчої належності та видів їхньої діяльності, в тому числі на:

- газопроводи і споруди систем газопостачання населених пунктів (включаючи міжселищні), підвідні газопроводи до підприємств, теплових електростанцій (далі - ТЕС), котелень, автомобільних газонаповнювальних компресорних станцій природного газу (далі - АГНКС);

- газопроводи і газове обладнання житлових і громадських будинків, промислових і сільськогосподарських підприємств, котелень, підприємств житлово-комунального і побутового обслуговування та ТЕС;

- газорегуляторні пункти (далі - ГРП), газорегуляторні установки (далі - ГРУ), комбіновані домові регулятори, установки для одержання газоповітряних сумішей;

- газонаповнювальні станції (далі - ГНС);

- газонаповнювальні пункти (далі - ГНП);

- проміжні склади балонів (далі - ПСБ);

- стаціонарні автомобільні газозаправні станції (далі - АГЗС) і пункти (далі - АГЗП), резервуарні, групові і індивідуальні балонні установки, випарні та змішувальні установки ЗВГ.

Агрегати, обладнання, прилади, засоби автоматики, матеріали і арматура, придбані за кордоном для систем газопостачання, повинні відповідати вимогам цих Правил, норм і державних стандартів, що діють на території України.

В табл.4.1 наведений перелік основних нормативних документів, виконання вимог яких забезпечую технічні та технологічні умови охорони праці при будівельних роботах та експлуатації систем газопостачання
Таблиця 4.1

Нормативні документи, вимогам яких повинні відповідати проектні і будівельні роботи та експлуатація систем газопостачання [42]

ДНАОП 0.00-1.21-98	Правила безпечної експлуатації електроустановок споживачів, затверджено наказом Держнаглядохорон праці 09.01.98 N 4, зареєстровані в Мін'юсті України 10.02.98 N 93/2533
ДНАОП 0.00-1.07-94	Правила будови і безпечної експлуатації посудин, що працюють під тиском, затверджені наказом Держнаглядохоронпраці 18.10.94 N 104
ДНАОП 0.01-1.01-95	Правила пожежної безпеки в Україні, затверджені МВС 14.06.95, зареєстровано в Мін'юсті України 14.07.95 N 219/755
ДНАОП 1.1.10-1.01-97	Правила безпечної експлуатації електроустановок, затверджені наказом Держнаглядохоронпраці 06.10.97 N 257, зареєстровано в Мін'юсті України 13.01.98 N 11/2451
ДБН А2.2-3-97	Склад, порядок розроблення, погодження та затвердження проектної документації для будівництва
СНиП 2.04.08-87	Газоснабжение
СНиП 2.05.06-85	Магистральные трубопроводы
ДБН 360-92*	Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений
СНиП 2.01.09-90	Здания и сооружения на подрабатываемых и просадочных грунтах
СНиП ІІ-89-80	Генеральные планы промышленных предприятий
СНиП ІІ.7-81	Строительство в сейсмических районах
СНиП ІІ.8-78	Здания и сооружения на подрабатываемых территориях
СНиП ІІ-35-76	Котельные установки
СНиП 2.02.01-83	Основания зданий и сооружений
ДБН А3.1-5-96	Організація будівельного виробництва
ДБН А3.1-3-94	Приемка в эксплуатацию законченных строите- льством объектов. Основные положения
СНиП 2.08.01-89	Жилые здания
СНиП 2.04.05-91	Отопление, вентиляция и кондиционирование
СНиП 3.05.07-85	Система автоматизации
СНиП 3.05.02-88	Газоснабжение
СНиП 3.05.05-84	Технологическое оборудование и технологичес- кие трубопроводы
СНиП 3.02.01-87	Земляные сооружения. Основания и фундаменты
СНиП ІІІ-4-80*	Техника безопасности в строительстве
ОНТП 24-86	Общесоюзные нормы технологического проекти- рования. Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опаснос- ти
СНиП 2.08.02-89	Общественные здания и сооружения
СНиП 2.09.02-85	Производственные здания
СНиП ІІ-58-75	Электростанции тепловые
ПУЭ	Правила устройства электроустановок
ВСН 116-87	Инструкция по проектированию линейно-кабель ных сооружений
ВСН 600-81	Инструкция по монтажу сооружений устройств связи радиовещания и телевидения
РДИ 204 УССР 025-91	Инструкция по проектированию защиты, строи- тельству и эксплуатации газопроводов на территории угольных бассейнов Украины
РД 51-02-115-92	Баллоны стальные сварные для СУГ на давление до 1,6 МПа (16 кгс/кв. см). Техническое ос- видетельствование
РД 16.407-89	Электрооборудование взрывозащищенное. Ремонт. Утвержденный Госгортехнадзором СССР и Минэлектротехпромом
РДИ 204 УССР 066-88	Определение технического состояния и возмож- ности дальнейшей эксплуатации подземных га- зопроводов с истекшим сроком службы на осно- вании критериев оценки
РДИ 204 УССР 200-86	Рекомендации по проектированию, строитель ству, эксплуатации и ремонту газопроводов из полиэтиленовых труб
РДИ 204 УССР 067-88	Руководящий документ. Инструкция электрохи- мической защиты подземных газопроводов и ре- зервуаров сжиженного газа
РТМ 204 УССР 173-85	Правила технической эксплуатации газопрово- дов из полиэтиленовых труб
РСН 358-91	Республиканские строительные нормы, сварка полиэтиленовых труб при строительстве газоп роводов
ГОСТ 9238-83	Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог колеи 1520/1524 км
ГОСТ 5542-87	Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия
ГОСТ 22387.5-77*	Газ для коммунально-бытового потребления. Метод определения интенсивности запаха.
ГОСТ 14202-69	Трубопроводы промышленных предприятий. Опоз- навательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки
ГОСТ 9.602-89*	ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требова ния к защите от коррозии
ГОСТ 12.0.004-90	ССБТ. Организация обучения безопасности тру да. Общие положения
ГОСТ 12.1.018-93	ССБТ. Пожарная безопасность. Электростатическая искробезопасность. Общие требования
ГОСТ 12.1.011-78*	ССБТ. Смеси взрывоопасные. Классификация и методы испытаний
ГОСТ 20448-90	Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Техничес кие условия
ГОСТ 27578-87	Газы углеводородные сжиженные для автомоби льного транспорта. Технические условия
ГОСТ 8856-72*	Аппаратура для газопламенной обработки. Давление горючих газов
ГОСТ 8.002-86*	ГСИ. Государственный надзор и ведомственный контроль за средствами измерений. Основные положения
ГОСТ 12.1.030-81*	Электробезопасность. Защитное заземление
ГОСТ 12.1.005-88	ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требова- ния к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 12.1.013-78	ССБТ. Строительство. Электробезопасность. Общие требования
ГОСТ 4666-75*	Арматура трубопроводная. Маркировка и отли- чительная окраска
ГОСТ 12678-80*	Регуляторы давления прямого действия. Основ- ные параметры
ГОСТ 11881-76*Е	Регуляторы, работающие без использования постороннего источника энергии. Общие техни- ческие условия
ГОСТ 9356-75*	Рукава резиновые для газовой сварки и резки металла. Технические условия

Додаток 3 до пункту 4.3.7 Правил безпеки систем газопостачання України

Працівники, зайняті будівництвом, налагоджуванням і експлуатацією газопроводів, газовикористовувальних установок і приладів, а також влаштуванням і експлуатацією вентиляційних каналів і димовідвідних пристроїв, перед призначенням на самостійну роботу зобов'язані пройти навчання з безпечних методів і прийомів виконання робіт у газовому господарстві і здати екзамен у відповідності з Типовим положенням.

До виконання газонебезпечних робіт допускаються спеціалісти і працівники, які пройшли навчання і здали екзамени на знання цих Правил, технології проведення газонебезпечних робіт, вміють користуватись засобами індивідуального захисту та подати першу медичну допомогу потерпілим.

На кожному підприємстві (об'єкті) повинно бути розроблене і затверджене керівником положення-інструкція з організації і проведення контролю за безпечну експлуатацію газового господарства, в якому повинно бути передбачено:

періодичність і обсяг проведення перевірок;

порядок виявлення і усунення порушень;

визначення стану газопроводів, газового обладнання і приладів;

аналіз причин допущених порушень;

- перевірку діяльності керівників служб, цехів і інших підрозділів із забезпечення ними умов для дотримання на робочих місцях вимог цих Правил, а також виконання ними приписів органів Держнагляду і служби охорони праці підприємства.

1. Проектування і будівництво

1.1. Роботи з будівництва газопроводів газорегуляторних пунктів та інших об'єктів систем газопостачання міст, селищ і сільських населених пунктів повинні провадитись згідно з затвердженим проектом газопостачання населеного пункту, а також за наявності організації, на яку покладено технічний нагляд і приймання робіт, а в подальшому - і експлуатацію газового господарства цього населеного пункту.

1.2. Проектна документація на будівництво (п.1.1.2) повинна відповідати вимогам ДБНА 2.2-3-97, СНиП 2.04.08-87, СНиП 3.05.02-88, ГОСТ 9.602-89, цим Правилам, іншим нормативним актам та додатковим вимогам до обладнання систем і об'єктів газопостачання, викладеним у табл.4.1.

1.2.1. При розробці проектів будівництва підземних газопроводів одночасно повинні розроблятися проекти захисту їх від корозії.

1.2.2. Газовикористовувальні установки з технічного стану і будови повинні відповідати чинним нормативним документам з охорони праці і ефективному використанню газу.

1.3. Запроектовані системи газопостачання (п.1.1.2) повинні забезпечувати безперебійне і безпечне газопостачання, а також можливість оперативного відключення відгалужень до окремих мікрорайонів, підприємств, споживачів і ділянок закільцьованих газопроводів з тиском понад 500 даПа (0,05 кгс/кв. см) до 1,2 МПа (12 кгс/кв. см) (газопроводи середнього і високого тиску).

1.4. При проектуванні розподільних газопроводів середнього і високого тиску, які надалі повинні продовжуватись для подачі газу іншим споживачам (ГРП, підприємствам), на кінцевих ділянках необхідно передбачити встановлення запірних пристроїв з заглушеними патрубками довжиною не менше 500 мм.

1.5. Будівництво об'єктів систем газопостачання повинно здійснюватися спеціалізованими будівельно-монтажними організаціями, які одержали в установленому порядку дозвіл органів Держнаглядохоронпраці на виконання робіт із спорудження систем газопостачання і зареєстровані в цих органах за місцем виконання робіт.

1.6. Субпідрядні будівельно-монтажні організації, які виконують роботи з ізоляції, електрохімзахисту газопроводів та інші роботи на об'єктах систем газопостачання, а також лабораторії, що контролюють якість зварювальних та ізоляційних робіт, повинні мати дозвіл органів Держнаглядохоронпраці і бути зареєстровані в місцевих органах Держнаглядохоронпраці за місцем виконання робіт.

1.7. Об'єкти систем газопостачання (п.1.1.2), крім житлових будинків до початку їх спорудження, монтажу і наладки, повинні бути зареєстровані в місцевих органах Держнаглядохоронпраці.

1.8. Після закінчення будівництва об'єкти систем газопостачання (п. 1.1.2) повинні прийматися комісією.

Склад і організація роботи комісії регламентуються вимогами ДБН А3.1-3-94 і СНиП 3.05.02-88. Замовник повинен не пізніше як за 5 днів повідомити орган Держнаглядохоронпраці і членів комісії про дату і місце роботи приймальної комісії.

1.9. Допускається приймання в експлуатацію зовнішніх розподільних газопроводів низького тиску (підземних і надземних протяжністю до 100 м) з дозволу місцевого органу Держнаглядохоронпраці без участі інспектора.

1.10. Крім документації на будівництво, передбаченої СНиП 3.05.02-88 і ДБН А3.1-3-94, приймальній комісії повинні бути представлені такі документи:

- копія наказу про призначення особи, відповідальної за безпечну експлуатацію газового господарства підприємства;

- положення про газову службу підприємства або договір з СПГГ чи іншою спеціалізованою організацією про технічне обслуговування і ремонт газопроводів та газового обладнання;

- протоколи перевірки знань цих Правил, норм і інструкцій з питань охорони праці керівниками, спеціалістами і робітниками;

- посадові та виробничі інструкції, технологічні схеми, а також інструкції з охорони праці;

- акт приймання газового обладнання;

- акт про перевірку технічного стану димовідвідних та вентиляційних пристроїв;

- план локалізації і ліквідації можливих аварійних ситуацій, складений відповідно до вимог розділу 6 цих Правил;

- акти про виконані роботи з герметизації вводів інженерних підземних комунікацій.

1.11. Приймаючи в експлуатацію газопроводи із поліетиленових труб, будівельно-монтажна організація і замовник повинні представити приймальній комісії технічну документацію в обсязі, передбаченому СНиП 3.05.02-88.

1.12. Закінчені будівництвом об'єкти ГНС, ГНП, ПСБ, АГЗС, АГЗП, котельні та інші споруди повинні прийматися згідно з вимогами ДБН А3.1-3-94.

1.13. Пусконалагоджувальні роботи на ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП, котельних та інших газифікованих агрегатах та установках повинні виконуватися згідно з вимогами СНиП 3.05.05-84 (додаток 1 до "Порядка производства пусконаладочных работ").

Пусконалагоджувальні роботи повинні виконуватися підприємствами, які мають дозволи, одержані та зареєстровані в органах Держнаглядохоронпраці в установленому порядку.

Перед заповненням резервуарів, газопроводів ЗВГ, пуском котелень та інших агрегатів та установок повинно бути забезпечене приймання обладнання для комплексного опробовування, введення в дію автоматичних засобів контролю і управління, передбачене проектом і паспортами обладнання, протиаварійні і протипожежні засоби. Персонал слід навчити методам і способам виконання газонебезпечних робіт згідно з вимогами розділу 7 цих Правил, проінструктувати про можливі неполадки і засоби їх усунення, забезпечити потрібними схемами та інструкціями, а також засобами захисту і пожежогасіння, спецодягом, необхідними приладами і обладнанням.

1.14. Приєднання (врізання) новозбудованих газопроводів підприємств до діючих розподільних газопроводів населених пунктів, експлуатація яких здійснюється СПГГ, повинно здійснюватися тільки підрозділами СПГГ.

Роботи з приєднання проводяться на підставі заявки власника (замовника) і при наявності акта прийняття газопроводу в експлуатацію.

1.15. Приєднання до діючих газопроводів новозбудованих газопроводів, ГРП, відводів (вводів) до житлових і громадських будинків, промислових і сільськогосподарських підприємств, котелень, підприємств житлово-комунального та побутового призначення та інших об'єктів, а також газових мереж в середині будівель повинно проводитись під час пуску газу в ці газопроводи або об'єкти. До приєднання новозбудованих розподільних газопроводів до ГРП, відводів (вводів) в кінці кожного приєднуваного газопроводу повинні ставитися заглушки на зварюванні.

2. Експлуатація систем газопостачання

2.1. Загальні вимоги

2.1.1. Введення в експлуатацію систем газопостачання населених пунктів, громадських будинків, промислових та сільськогосподарських підприємств котелень, підприємств комунально-побутового обслуговування населення виробничого характеру дозволяється за наявності акта прийняття об'єкта, технологічних схем систем і об'єктів газопостачання, інструкцій і експлуатаційної документації з безпечного користування газом, плану локалізації і ліквідації можливих аварій, документів з навчання і перевірки знань керівників спеціалістів і робітників, які обслуговують газове господарство, а також наказу про призначення осіб, відповідальних за газове господарство.

2.1.2. За наявності на підприємстві газової служби, введення в експлуатацію (пуск газу) нового газового обладнання проводиться газовою службою підприємства. Про дату проведення пуску газу підприємство повідомляє СПГГ не пізніше ніж за 5 днів.

Коли на підприємстві газова служба відсутня, пуск газу проводиться спеціалізованою службою СПГГ за договорами, укладеними в установленому порядку.

2.1.3. Введення в експлуатацію газового обладнання житлових, громадських будівель і об'єктів комунально-побутового обслуговування населення виробничого призначення провадиться СППГ.

2.1.4. Закінчення робіт з пуску газу фіксується в наряді на газонебезпечні роботи, який повинен бути доданий до виконавчо-технічної документації об'єкта і зберігатися разом з нею.

2.1.6. Організація і проведення робіт з технічного обслуговування і ремонту споруд систем газопостачання встановлюються інструкціями з технічної експлуатації, що затверджуються керівником (власником) підприємства.

В інструкціях з технічної експлуатації повинні бути наведені форми експлуатаційних журналів, актів та паспортів згідно з КТМ 204 УРСР 065-81 "Єдині форми виконавчо-технічної документації на експлуатацію систем газопостачання населених пунктів УРСР".

2.1.9. Для осіб, зайнятих технічною експлуатацією газового господарства, власником повинні бути розроблені та затверджені посадові, виробничі інструкції та інструкції з безпечних методів робіт. Виробничі інструкції доводяться до відома працівників під розпис. Для працюючих на пожежонебезпечних ділянках власником повинні бути розроблені інструкції з пожежної безпеки на основі типових інструкцій і з врахуванням особливості газового господарства, вимог заводів-виготовлювачів обладнання і конкретних умов виробництва.

Інструкції повинні бути розроблені й затверджені у встановленому порядку і знаходитися на робочих місцях, а також у справах газової служби або у відповідальної особи за газове господарство.

2.1.10. Виробнича інструкція повинна містити вимоги з технологічної послідовності виконання різних операцій з врахуванням вимог безпеки їх виконання, методи і обсяги перевірки якості виконуваних робіт.

До інструкції технічного обслуговування і ремонту обладнання ГРП, ГРУ, ГНП, АГЗС, котелень, газовикористовувальних агрегатів і установок повинні додаватися технологічні схеми з позначенням місць установки регулювальних пристроїв, запобіжної і запірної арматури, а також контрольно-вимірювальних приладів і засобів протиаварійного захисту.

2.1.11. Розділи виробничих інструкцій з безпечних методів робіт повинні розроблятися відповідно до "Положення по розробці інструкцій по охороні праці", затвердженого Держнаглядохоронпраці України 29.01.98 N 9, зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 07.04.98 N 226/2666.

2.1.12. Інструкції з протипожежної безпеки повинні відповідати вимогам "Правил пожежної безпеки в Україні", затверджених управлінням Державної пожежної охорони МВС України і введених в дію наказом МВС України 22.06.95 N 400, зареєстрованих в Міністерстві юстиції України 14.07.95 N 219/755.

2.1.15. Надземні, наземні і внутрішні газопроводи (за винятком внутрішніх газопроводів і арматури житлових і громадських будівель), а також арматура, повинні бути пофарбовані згідно з ГОСТ 14202-69 і ГОСТ 4666-75.

На маховиках запірної арматури повинен бути позначений напрямок обертання при відкритті і перекритті арматури. На газопроводах підприємств, котелень, ГРП, ГРУ, ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП повинно бути позначене прямування газу.

2.2. Організація технічного обслуговування і ремонту систем газопостачання підприємств і організацій

2.2.1. На кожному підприємстві наказом керівників або спеціалістів, які пройшли у встановленому порядку перевірку знань цих Правил, призначаються особи, відповідальні за технічний стан і безпечну експлуатацію систем газопостачання.

2.2.3. Особі, відповідальній за безпечну експлуатацію систем газопостачання підприємства, надається право:

- здійснювати зв'язок з газозбутовою або газопостачальною організацією, а також підприємствами, які виконують роботи з технічного обслуговування та ремонту за угодою, і контролювати своєчасність, повноту і якість виконаних ними робіт;

- не допускати до обслуговування систем газопостачання і виконання газонебезпечних робіт осіб, які не пройшли перевірки знань або які допускають порушення цих Правил, а також відсторонювати від роботи осіб, які допустили порушення цих Правил;

- не допускати введення в експлуатацію систем газопостачання і газовикористовувальних об'єктів, які не відповідають вимогам цих Правил;

- припиняти роботу систем газопостачання, газопроводів і газового обладнання, небезпечних для подальшої експлуатації, а також введених в роботу самовільно;

2.2.5. На підприємстві, яке експлуатує систему газопостачання власними силами, повинна бути організована газова служба.

2.2.11. Роботи з експлуатації електрохімзахисту підземних газопроводів і резервуарів ЗВГ, виявлення і ліквідації корозійнонебезпечних зон на них, технічного обслуговування і ремонту установок електрохімзахисту повинні забезпечуватися підприємствами-власниками. Вказані роботи можуть виконуватись за угодою службами СПГГ або спеціалізованими підприємствами, які одержали дозвіл в установленому порядку в органах Держнаглядохоронпраці.

2.2.12. На підприємствах повинні бути розроблені, відповідно до чинного законодавства, плани локалізації і ліквідації можливих аварій в системі газопостачання, організовано систематичне проведення навчально-тренувальних занять з обслуговуючим персоналом за цими планами, згідно з затвердженим графіком, із записом в журналі.

2.2.13. Технічне обслуговування, ремонт і експлуатація газопроводів і прокладених спільно з ними інших інженерних комунікацій в колекторах, каналах-"зчіпках", технічних коридорах і підпіллях повинно здійснюватись згідно з єдиною спеціальною інструкцією, розробленою та затвердженою власником споруди і погодженою з місцевим органом Держнаглядохоронпраці.

2.3. Зовнішні газопроводи і споруди

2.3.1. Подані в газопроводи горючі гази повинні відповідати вимогам ГОСТ 5542-87. Інтенсивність запаху газу повинна перевірятися газозбутовими і газопостачальними організаціями відповідно до вимог ГОСТ 22387.5-77.

2.3.3. Встановлені на газопроводах запірна арматура і компенсатори повинні підлягати щорічному технічному обслуговуванню і за необхідності - ремонту. Відомості про заміну засувок, кранів, компенсаторів, а також виконані при капітальному ремонті роботи повинні заноситися до паспорта газопроводу, а про технічне обслуговування - до журналу стану запірної арматури та обслуговування компенсаторів згідно з формою, наведеною в Правилах технічної експлуатації.

2.3.5. Технічний стан зовнішніх газопроводів і споруд повинен контролюватися комплексом заходів (обходом, комплексним обстеженням за допомогою приладів, вимірювань потенціалів та ін.).

2.3.7. При обході підземних газопроводів (у т.ч. з поліетиленових труб) повинен перевірятися стан газопроводів і виявлятися витікання газу за зовнішніми ознаками; перевірятися за допомогою приладів (газоаналізатором або газошукачем) на наявність газу всі колодязі і контрольні трубки, а також колодязі, камери інших підземних комунікацій, підвали будинків, шахти, колектори, підземні переходи, розташовані на відстані до 15 м по обидва боки від осі газопроводу.

2.3.8. При обході підземних газопроводів забороняється: опускатися в шахти, колектори, колодязі та інші підземні споруди без засобів індивідуального захисту, згідно з вимогами розділу 6; користуватись відкритим вогнем та курити в підвалі, а також біля колодязів, шахт, колекторів та інших споруд.

2.3.9. Перевірка герметичності повинна провадитися за допомогою приладів або мильної емульсії.

2.3.10. При виявленні газу на трасі газопроводу робітники, які проводять обхід, зобов'язані терміново повідомити аварійно-диспетчерську службу (АДС), керівників газової служби, вжити заходів для додаткової перевірки і провітрювання загазованих підвалів, перших поверхів будівель, колодязів, камер, які розташовані на відстані до 50 м по обидва боки від осі газопроводу вздовж траси. До приїзду аварійної бригади люди, які перебувають у загазованих будинках, повинні бути попереджені про неприпустимість куріння, користування відкритим вогнем і електроприборами. За необхідності вживають заходів щодо евакуації людей і відключення будівель від джерела електропостачання пристроєм, який знаходиться поза зоною загазованості.

При виявленні газу на межі 50-метрової зони перевірка на загазованість розповсюджується на територію за межею цієї зони.

2.3.11. Періодичність обходу трас підземних газопроводів повинна встановлюватися власником диференційовано залежно від технічного стану газопроводів, небезпеки корозії і ефективності роботи електрозахисних установок, тиску газу, наявності сигналізаторів загазованості в підвалах, випнутих ґрунтів, сейсмічності, характеру місцевості і щільності її забудови, пори року, але не рідше, ніж у терміни, зазначені в таблиці 1 [ ].

2.3.31. Витоки газу на газопроводах ліквідовуються в аварійному порядку. При виявленні небезпечної концентрації газу вище від 1/5 нижчої межі вибуховості (НМВ) в підвалах, підпіллі будівель, колекторах, підземних переходах, галереях газопроводи негайно відключаються. До усунення витоків газу експлуатація їх забороняється.

2.3.36. Перед початком ремонтних робіт на підземних газопроводах, пов'язаних з роз'єднанням газопроводу (заміна засувок, знімання і установка заглушок і прокладок, вирізування стиків), необхідно вимкнути електрозахист і встановити на роз'єднуваних ділянках газопроводу шунтувальні перемички з кабелю перетином не менше 25 кв.мм (якщо немає стаціонарно встановлених шунтувальних перемичок) з метою запобігання іскроутворенню від дії блукаючих струмів.

За неможливості установки шунтувальної перемички зазначені роботи повинні провадитись після продувки газопроводу повітрям.

2.3.37. Про відключення газопроводів, пов'язане з їх ремонтом, а також про час поновлення подачі газу споживачі попереджуються заздалегідь.

2.3.38. Підприємство-власник повинно своєчасно вживати заходів щодо ремонту захисних покриттів.

Дефекти захисних покриттів на газопроводах, які розташовані в зоні дії блукаючих струмів, поблизу будівель з можливим скупченням людей, повинні ліквідовуватися в першу чергу, але не пізніше ніж через два тижні після їх виявлення.

2.3.39. Виконання зварних і ізоляційних робіт при приєднанні і ремонті сталевих підземних газопроводів і контроль за їх якістю здійснюються відповідно до вимог СНиП 3.05.02-88.

2.3.40. Організація, яка виконує будівельні і земляні роботи, повинна представляти СПГГ проект виконання робіт, складений з урахуванням вимог СНиП 3.02.01-87, СНиП Ш-4-80*, ДБН А3.1-5-96.

Будівельні і земляні роботи на відстані менше ніж 15 м від газопроводу допускаються тільки на підставі письмового дозволу СПГГ, у якому повинні бути зазначені умови і порядок їх проведення. До дозволу додається схема розташування газопроводу з прив'язками.

2.3.41. Перед початком робіт ударних механізмів і землерийної техніки поблизу підземного газопроводу організація, яка виконує земляні роботи, зобов'язана виявити фактичне місцезнаходження газопроводу шляхом відкриття шурфів вручну і в присутності представника СПГГ.

2.4. Газорегуляторні пункти, газорегуляторні установки і комбіновані домові регулятори тиску

2.4.1. У кожному ГРП (ГРУ) на видному місці повинні бути вивішені схеми обладнання, попереджувальні написи та інструкції з експлуатації, протипожежної безпеки і охорони праці.

2.4.2. Режим роботи ГРП і ГРУ встановлюється у відповідності з проектом і фіксується в затверджених режимних картках.

2.4.3. Вихідний робочий тиск газу з ГРП (ГРУ) і комбінованих домових регуляторів тиску повинен регулюватися згідно з встановленими режимами тиску в газовій системі споживача.

Максимальний робочий тиск газу після регулятора тиску, який подає газ побутовим газовим приладам, встановлюється залежно від номінального тиску перед приладами, але не більше 300 даПа (300 мм вод. ст.).

2.4.4. Не допускається коливання тиску газу після регуляторів, яке перевищує 10% робочого тиску.

2.4.5. В тупикових системах газопостачання запобіжно-скидні клапани (далі - ЗСК) ГРП і ГРУ повинні спрацьовувати раніше, ніж спрацюють запобіжно-запірні клапани (далі - ЗЗК).

У кільцевих системах газопостачання ЗСК ГРП і ГРУ повинні забезпечувати їх спрацювання після спрацювання ЗЗК.

2.4.6. Для тупикових систем газопостачання ЗСК, а також запобіжно-скидні пристрої, вбудовані в регулятори тиску, повинні забезпечувати скид газу при перевищенні максимального робочого тиску після регулятора на 15%, а ЗЗК настроюються на верхню межу спрацювання, яка не перевищує 25% максимального робочого тиску.

Для кільцевих систем газопостачання ЗЗК настроюються на верхню межу спрацювання, яка не перевищує 15% максимального робочого тиску, а ЗСК повинні забезпечити скид газу при перевищенні максимального робочого тиску на 25%.

Для тупикових і кільцевих систем газопостачання низького тиску до 300 даПа (300 мм вод. ст.) нижча межа спрацювання ЗЗК установлюється СПГГ, але не менше ніж 70 даПа (70 мм вод. ст.) у споживача.

При виконанні робіт з перевірки і настроювання запобіжних пристроїв і регуляторів тиску повинно бути забезпечене безпечне газопостачання.

2.4.7. Несправності регуляторів, які викликають підвищення або зниження робочого тиску, неполадки в роботі запобіжних клапанів, а також витоки газу, необхідно ліквідувати в аварійному порядку (розділ 8).

2.4.8. Включення в роботу регуляторів тиску у випадку припинення подачі газу повинно проводитися після встановлення причин спрацювання ЗЗК і вжиття заходів до їх усунення.

2.4.9. Запірні пристрої на обвідній лінії (байпасі) повинні бути у закритому положенні (перед ЗСК - у відкритому) і опломбовані. Газ по обвідній лінії допускається подавати тільки протягом часу, потрібного для ремонту обладнання і арматури, а також в період зниження тиску газу перед ГРП або ГРУ до величини, яка не забезпечує надійної роботи регулятора тиску. При цьому на весь період подачі газу по байпасу повинен бути забезпечений постійний контроль за вихідним тиском газу.

2.4.10. Температура повітря в приміщеннях ГРП, де розміщені обладнання і засоби вимірювання, повинна бути не нижче за передбачену в паспортах заводів-виготовлювачів.

2.4.11. Із зовнішнього боку будівлі ГРП або на огорожі ГРУ на видному місці необхідно встановити попереджувальні написи - "Вогненебезпечно. Газ".

2.4.12. Під час експлуатації ГРП і ГРУ повинні виконуватися технічний огляд, регулювання обладнання, технічне обслуговування, поточний і капітальний ремонт.

Технічний огляд здійснюється:

ГРП з регулюючими клапанами "ВО" і "ВЗ" - цілодобовим наглядом;

інших ГРП (ГРУ) - не рідше 1 разу на 4 дні;

ГРП з телемеханікою - не рідше 1 разу на 7 днів.

Регулювання обладнання ГРП (ГРУ) і перевірка параметрів спрацювання ЗСК і ЗЗК - не рідше 1 разу на 2 місяці, а також після ремонту обладнання.

Технічне обслуговування - не рідше 1 разу на 6 місяців.

Поточний ремонт - не рідше 1 разу на рік, якщо завод-виготовлювач регуляторів тиску, запобіжних клапанів, телемеханічних пристроїв не вимагає проведення ремонту в стисліші строки. Капітальний ремонт здійснюється на підставі дефектних відомостей, складених за результатами оглядів комісією експлуатаційної організації.

2.4.13. При технічному огляді стану ГРП (ГРУ) виконуються:

перевірка приладами величин тиску газу перед і після регулятора, перепаду тиску на фільтрі, температури повітря в приміщенні, а стану герметичності системи - за допомогою як приладів, так і мильної емульсії;

контроль за правильністю положення молоточка зчеплення важелів ЗЗК;

перевірка справності КВП і А;

перевірка стану і роботи електроосвітлення і електрообладнання, вентиляції, системи опалення; візуальне виявлення тріщин і нещільностей стін, які відділяють основне і допоміжне приміщення;

зовнішній і внутрішній огляд будівлі, за необхідності - очищення приміщення і обладнання від забруднення.

2.4.14. При виявленні порушень режимів газопостачання або наявності аварійних ситуацій потрібно повідомити АДС і вжити заходів згідно з планом локалізації і ліквідації аварії.

2.4.15. При перевірці засміченості фільтрів максимальний перепад тиску газу в касеті фільтра не повинен перевищувати встановлений заводом-виготовлювачем, але не більше, даПа (мм вод. ст.):

сітчастого - 500 (500);

вісцинового - 500 (500);

волосяного - 1000 (1000).

2.4.16. При зніманні для ремонту запобіжних пристроїв замість них необхідно встановлювати випробувані запобіжні пристрої. Робота ГРП (ГРУ) без запобіжних пристроїв забороняється.

2.4.17. При технічному обслуговуванні повинні виконуватися:

перевірка роботи засувок і запобіжних клапанів;

змащення тертьових частин і перенабивка сальників;

визначення щільності і чутливості мембран регуляторів тиску і управління;

продувка імпульсних трубок до регуляторів тиску, контрольно-вимірювальних приладів і ЗЗК;

перевірка параметрів настроювання ЗСК й ЗЗК.

2.4.18. При поточному ремонті слід обов'язково виконувати:

розбирання регуляторів тиску, запобіжних клапанів з очищенням їх від корозії і забруднень;

перевірку щільності прилягання клапанів до сідла, стану мембран;

змащення тертьових частин;

ремонт або заміну зношених деталей;

перевірку надійності кріплень конструкційних вузлів, які не підлягають розбиранню;

розбирання запірної арматури, яка не забезпечує герметичності закриття;

роботи, перелічені в п. 4.4.17.

2.4.19. Відмикаючи пристрої на лінії редукування при розбиранні обладнання повинні бути в перекритому положенні. На межі відключених ділянок повинні встановлюватися інвентарні заглушки, які б відповідали вхідному максимальному тиску газу. ГРП (ГРУ) повинні бути забезпечені комплектом інвентарних заглушок.

2.4.20. Ремонт електрообладнання ГРП і заміна перегорілих електроламп повинні проводитися при знятому навантаженні персоналом, який пройшов перевірку знань згідно з вимогами ПУЕ і ПБЕ електроустановок.

При недостатньому природному освітленні допускається застосування переносних вибухозахищених світильників.

2.4.21. При наявності в ГРП місцевого опалення з розташуванням індивідуальної опалювальної установки в допоміжному приміщенні ГРП слід стежити за газонепроникністю стін (відсутність видимих тріщин, наскрізних отворів і т.ін.), які відділяють основне приміщення ГРП від приміщення, де є опалювальна установка.

За наявності в розділювальних стінах нещільностей користуватися опалювальними установками забороняється.

Перевірка і прочищення димоходів повинна проводитися перед кожним опалювальним сезоном з оформленням акта.

2.4.22. Результати ремонтів обладнання ГРП (ГРУ), пов'язаних з заміною деталей і вузлів, повинні заноситися в паспорт ГРП (ГРУ).

Перелік виконаних робіт, які не відображаються в паспорті ГРП, повинен відображатись в експлуатаційному журналі, де вказуються також параметри експлуатації обладнання ГРП і ГРУ і виконані роботи.

2.4.23. В приміщеннях ГРП зварювальні та інші вогневі роботи повинні виконуватись за нарядами-допусками на виконання вогневих і газонебезпечних робіт.

2.4.24. Приміщення ГРП повинні бути вкомплектовані первинними засобами пожежогасіння (додаток 5).

Зберігання обтиральних горючих матеріалів та інших матеріалів в основному приміщенні ГРП не дозволяється.

2.4.25. Установка і будова комбінованих домових регуляторів тиску газу здійснюються за вимогами СНиП 2.04.08-87.

2.4.26. При кожному обході газопроводів-вводів, згідно з установленою періодичністю, перевіряється герметичність з'єднань комбінованих домових регуляторів тиску за допомогою приладів або мильної емульсії, а також їх зовнішній стан.

2.4.27. Технічне обслуговування комбінованих домових регуляторів тиску повинно провадитися не рідше 1 разу за 3 роки або за заявкою власника. При цьому регулятор повинен пройти дефектацію, ремонт і налагодження, згідно з ТУ, в майстернях спеціалізованих підприємств газового господарства (СПГГ).

Замість знятого СПГГ встановлює справний регулятор.

2.4.28. За наявності заявки абонента на відхилення тиску газу від номінального слід перевірити його величину на виході регулятора. Тиск перевіряється на приладі споживача за відсутності відбору газу.

2.5. Внутрішні газопроводи і газове обладнання житлових і громадських будинків

2.5.1. Вимоги цього розділу розповсюджуються на газопроводи і газове обладнання, яке розміщене після відключувального пристрою на вводі по ходу газу, в житлових і громадських будинках, комплексах і спорудах згідно з СНиП 2.08.02-89.

2.5.2. Власники житлових будинків до пуску газу повинні забезпечити інструктаж квартиронаймачів, власників квартир і житлових будинків з питань користування газом та техніки безпеки спеціалізованим підприємством газового господарства.

2.5.6. Періодичність і порядок технічного обслуговування внутрішніх газопроводів і газового обладнання житлових і громадських будинків повинні виконуватися згідно з "Положенням про порядок технічного обслуговування внутрішньобудинкових систем газопостачання житлових будинків, громадських будівель, підприємств побутового та комунального призначення", затвердженим наказом ДАКХ Укргаз 30.07.97 N 35 і зареєстрованим в Мін'юсті України 02.10.97 N 451/2255.

2.5.11. Відключенню від системи газопостачання з установкою заглушки підлягають прилади і апарати, в яких не забезпечена герметичність і які мають несправну автоматику безпеки, а також несправні димоходи, вентиляційні канали і їх оголовки.

2.5.12. Несправне газове обладнання, плити, печі та інше обладнання, ремонт якого пов'язаний з його розбиранням, а також газове обладнання при капітальному ремонті помешкань житлових і громадських будинків повинно відключатись з встановленням заглушок і оформлюватися актом, складеним представником організації, яка експлуатує газове господарство. Один примірник акта вручається власнику.

2.6. Газопроводи і газовикористовувальні установки промислових і сільськогосподарських підприємств, котелень, підприємств комунально-побутового обслуговування виробничого характеру

2.6.1. СПГГ і підприємства повинні скласти акт і схему розмежування ділянок обслуговування.

2.6.2. Розмежування ділянок обслуговування зовнішніх і внутрішніх газопроводів, а також газопроводів і установок в середині підприємства повинно бути оформлене наказом (розпорядженням) по підприємству з додатком схем пограничних ділянок з зазначенням меж.

2.6.3. Межа обслуговування газопроводів СПГГ і газоспоживальними організаціями встановлюється за домовленістю.

2.10. Захист сталевих підземних споруд систем газопостачання від електрохімічної корозії

2.10.1. Всі види захисту від електрохімічної корозії (надалі - ЕХЗ), передбачені проектом, повинні бути введені в дію до здавання побудованих підземних споруд в експлуатацію.

2.10.2. Відповідальними за стан ЕХЗ споруд систем газопостачання є їх власники.

2.10.3. Експлуатація установок ЕХЗ споруд систем газопостачання повинна виконуватись за вимогами ГОСТ 9.602-89, РДИ 204 УССР 067-89.

2.10.4. Налагоджувальні і експлуатаційні роботи на установках ЕХЗ, а також проведення електричних вимірювань повинні здійснюватися персоналом, який пройшов спеціальну підготовку і має посвідчення на право роботи з електроустановками напругою до 1 000 В, з додержанням вимог Правил устройства электроустановок (надалі - ПУЕ), затверджених Міненерго СРСР 04.07.84; Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей (надалі - ПТЕ), затверджених Міненерго СРСР 20.02.1989 р. і Правил безпечної експлуатації електроустановок (далі - ПБЕ), затверджених наказом Держнаглядохоронпраці 06.10.97 N 257, зареєстрованих в Мін'юсті України 13.01.98 N 11/2451.

2.10.5. Експлуатація засобів ЕХЗ споруд систем газопостачання населених пунктів, як правило, повинна здійснюватися спеціалізованими службами СПГГ.

2.10.7. Технічний огляд установок ЕХЗ, не обладнаних засобами телемеханічного контролю, повинен проводитися (не рідше):

дренажних - 4 рази на місяць;

катодних - 2 рази на місяць;

перетворювачів малої потужності - 1 раз на 6 місяців;

контрольованих протекторних - 1 раз на 6 місяців.

2.10.9. При технічному обслуговуванні установок ЕХЗ виконуються, окрім робіт, вказаних в п. 4.10.8 цих Правил, також:

- перевірка опору анодів і захисного заземлення 1 раз на рік, а також під час проведення ремонтних робіт;

- випробування кабельних ліній електроживлення - 1 раз на рік;

- перевірка ізоляції апаратури і кабельних ліній електроживлення, а також опору розтікання струму захисного заземлення - не рідше 1 разу на рік;

- перевірка справності електроізолювальних фланцевих з'єднань - 1 раз на 2 роки;

- контроль за станом захисного покриття - 1 раз на 5 років.

2.11. Електрообладнання

2.11.1. Електрообладнання повинно експлуатуватися відповідно до вимог ПУЕ, ПТЕ, ПБЕ, цих Правил та інструкцій заводів-виготовлювачів.

2.11.2. Вибухозахищене електрообладнання повинно періодично обстежуватися, випробовуватися, технічно обслуговуватися і ремонтуватися згідно з вимогами ПБЕ.

2.11.3. Огляд електрообладнання і електропроводки ГРП, ГНС, ГНП, АГЗС і АГЗП повинен проводитися:

на початку кожної робочої зміни - обслуговуючим персоналом;

щотижня - особою, відповідальною за електрогосподарство підприємства-власника;

огляд електрообладнання ГРП - при технічному обслуговуванні.

2.11.4. Випробування вибухозахищеного електрообладнання проводиться відповідно до вимог і норм, не нижче встановлених інструкціями заводів-виготовлювачів, ПТЕ і ПБЕ.

2.11.6. Технічне обслуговування вибухозахищеного обладнання повинно проводитися не рідше одного разу на 6 місяців, при цьому відкриваються кришки оболонок, розбираються вводи (при потребі), проводиться огляд електричних частин електрообладнання і усуваються виявлені несправності, роботи повинні виконуватися персоналом, який пройшов перевірку знань відповідно до вимог ПТЕ і ПБЕ електроустановок споживачів, з додержанням технічних і організаційних заходів.

2.11.14. Заземлення будівель і обладнання ГРП, ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП належить перевіряти не рідше одного разу на рік.

2.11.16. Перевірка стану пристроїв захисту від блискавки повинна проводитися для будівель і споруд І і ІІ категорій 1 раз на рік перед початком грозового сезону, для будівель і споруд ІІІ категорії - не рідше 1 разу на 3 роки.

Перевірці підлягають цілісність і захищеність від корозії доступних огляду частин блискавковідводів і струмовідводів та контактів між ними, а також значення опору струму примислової частоти заземлювачів, який повинен бути не більшим ніж при прийманні заземлювального пристрою.

Заземленню підлягають як окремо стоячі блискавковідводи, так і встановлені на будівлях і спорудах, а також блискавкоприймальні сітки.

2.11.17. Для аварійного освітлення на ГРП, ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП застосовуються переносні вибухозахищені світильники напругою 12 В.

2.12.12. Експлуатація газового обладнання з відключеними контрольно-вимірювальними приладами, автоматикою безпеки і передбаченими проектом приладами блокування і сигналізації забороняється.

3. Газонебезпечні роботи

3.1. Газонебезпечними вважаються роботи, які виконуються в загазованому середовищі або за яких можливе витікання газу.

До газонебезпечних робіт належать:

3.1.1. Приєднання новозбудованих газопроводів до діючої системи газопостачання.

3.1.2. Пуск газу в системи газопостачання об'єктів при введенні в експлуатацію, після ремонту і їх реконструкції, виконання пусконалагоджувальних робіт; введення в експлуатацію ГРП, ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП, резервуарів ЗВГ.

3.1.3. Технічне обслуговування і ремонт діючих зовнішніх і внутрішніх газопроводів, споруд систем газопостачання, надомних регуляторів тиску, газообладнання ГРП (ГРУ), газовикористовувальних установок, обладнання насосно-компресорних і наповнювальних відділень, зливних естакад ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП резервуарів ЗВГ, а також вибухозахищеного електрообладнання.

3.1.4. Робота на байпасі ГРП (ГРУ).

3.1.5. Усунення закупорок, установка і зняття заглушок на діючих газопроводах, а також від'єднання від газопроводів агрегатів, обладнання і окремих вузлів.

3.1.6. Відключення від діючих газопроводів, консервація і реконструкція газопроводів і обладнання сезонної дії.

3.1.7. Виконання зливно-наливних операцій на резервуарних установках ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП і АЦЗГ, заповнення ЗВГ резервуарних установок, злив ЗВГ з несправних і переповнених балонів, злив невипарних залишків, заправка газобалонних автомашин і балонів.

3.1.8. Ремонт і огляд колодязів, видалення води і конденсату з газопроводів і конденсатозбірників.

3.1.9. Підготовка до технічного огляду резервуарів і балонів ЗВГ і його проведення.

3.1.10. Розкопка грунту в місцях витоку газу до їх усунення.

3.1.11. Всі види робіт, які пов'язані з виконанням вогневих і зварювальних робіт на діючих газопроводах ГРП, установках ЗВГ і виробничих зонах ГНС, ГНП, АГЗС і АГЗП.

3.1.12. Технічне обслуговування і ремонт побутових газовикористовувальних приладів і апаратів.

3.3. Газонебезпечні роботи повинні виконуватися бригадою в складі не менше двох працівників. Введення в експлуатацію індивідуальних ГБУ, технічне обслуговування газового обладнання житлових і громадських будинків (у тому числі і домових регуляторів тиску), а також окремих газових приладів і апаратів у житлових будинках можуть виконуватися одним працівником.

Допускається СПГГ проводити технічний огляд ГРП, які розташовані в окремих будівлях, вбудованих і прибудованих до будов з відокремленим входом, одним працюючим за інструкцією, яка містить додаткові заходи безпеки.

Огляд ГРП, обладнаних системами телемеханіки, розташованими в шафах, на відкритих площадках, а також ГРУ може провадитися одним працівником.

Ремонтні роботи в колодязях, тунелях, траншеях і котлованах глибиною понад 1 м, колекторах і резервуарах повинні виконуватися бригадою не менше як із трьох працівників.

3.4. На виконання газонебезпечних робіт видається наряд-допуск (додаток 8) з додатком інструкції із заходів безпеки.

3.7. Пуск газу в газові мережі населених пунктів, у газопроводи середнього і високого тиску, роботи з приєднання газопроводів середнього і високого тиску, ремонтні роботи в ГРП (ГРУ), у виробничій зоні ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП із застосуванням зварювання і газового різання, ремонтні роботи на діючих газопроводах середнього і високого тисків з застосуванням зварювання і газового різання, зниження і відновлення робочого тиску газу в газопроводах середнього і високого тиску, зв'язані з відключенням споживачів, відключення і наступне включення подачі газу в цілому на підприємство, первинне заповнення резервуарів зрідженим газом на ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП виконуються за нарядом-допуском і за спеціальним планом, затвердженим керівником СПГГ, а при виконанні вказаних робіт силами газової служби підприємства - керівником цього підприємства.

3.25. Зовнішні газопроводи всіх тисків підлягають контрольному опресовуванню тиском 0,1 МПа (1 кгс/кв.см).

Падіння тиску не повинно спостерігатися протягом 10 хвилин.

3.26. Контрольне опресовування внутрішніх газопроводів промислових і сільськогосподарських підприємств, котелень, підприємств комунально-побутового обслуговування населення виробничого характеру, а також обладнання і газопроводів ГРП (ГРУ), ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП повинне проводитися тиском 0,01 МПа (1000 мм вод.ст.).

Падіння тиску не повинне перевищувати 10 даПа (10 мм вод.ст.) за 1 год.

3.27. Контрольне опресовування внутрішніх газопроводів і газового обладнання житлових і громадських будинків повинна проводитися тиском 0,005 МПа (500 мм вод.ст.). Падіння тиску не повинно перевищувати 20 даПа (20 мм вод.ст.) за 5 хвилин.

3.28. Резервуари ЗВГ, газопроводи обв'язки резервуарних і групових балонних установок повинні випробуватися тиском 0,3 МПа (3 кгс/кв.см) протягом 1 год. Результати контрольного опресовування вважаються позитивними при відсутності видимого падіння тиску на манометрі і витоків, виявлених приладом або за допомогою мильної емульсії.

3.31. При ремонтних роботах в загазованому середовищі повинні застосовуватися інструменти з кольорового металу, який би унеможливлював іскроутворення. Інструменти і пристрої з чорного металу повинні бути оміднені або густо змазуватися солідолом.

3.32. Працівники і спеціалісти, які виконують газонебезпечну роботу в колодязі, резервуарі, в приміщеннях ГРП, ГНС, ГНП, АГЗС і АГЗП, повинні бути у вогнестійкому спецодязі і взутті без сталевих підківок і цвяхів.

3.33. При виконанні газонебезпечних робіт повинні застосовуватися переносні вибухозахищені світильники напругою не більше 12 В.

3.34. У колодязях, що мають перекриття, тунелях, колекторах, технічних коридорах, ГРП і на території ГНС, ГНП, АГЗС, АГЗП не допускається проведення зварювання і газового різання на діючих газопроводах без відключення і продування їх повітрям або інертним газом. При відключенні газопроводів після запірних пристроїв повинні встановлюватися інвентарні заглушки.

3.35. У газових колодязях зварювання, різання, а також заміна арматури, компенсаторів та ізолювальних фланців допускається тільки після повного зняття перекрить.

3.37. Газове різання і зварювання на діючих газопроводах при приєднанні до них газопроводів і їх ремонт повинні проводитися при тиску газу 40-150 даПа (40-150 мм вод.ст.). Наявність вказаного тиску повинна перевірятися протягом всього часу виконання роботи.

При зниженні тиску нижче 40 даПа (40 мм вод.ст.) і підвищенні його понад 150 даПа (150 мм вод.ст.) різання або зварювання слід припинити.

3.38. При виконанні робіт із встановлення додаткового обладнання на діючих внутрішніх газопроводах зварювання і різання слід провадити на відключених ділянках, які повинні бути продуті повітрям або інертним газом.

3.39. Перевірення герметичності газопроводів, арматури і приладів вогнем забороняється.

3.40. Перебування сторонніх осіб, а також куріння в місцях проведення газонебезпечних робіт і застосування відкритого вогню забороняються.

3.41. При газовому різанні або зварюванні на діючих газопроводах для попередження утворення високого полум'я місця виходу газу повинні замазуватися глиною з азбестовою крихтою.

3.61. Відповідальним за забезпечення працівників засобами індивідуального захисту і справність цих засобів є спеціаліст, що керує газонебезпечною роботою.

Забезпеченість засобами індивідуального захисту і їх справність виявляються при видачі наряду-допуску на газонебезпечні роботи.

При організації робочого місця керівник роботи зобов'язаний забезпечити можливість швидкого виведення робітників з небезпечної зони.

3.62. Кожному працюючому за нарядом-допуском повинен видаватися рятувальний пояс в комплекті зі страхувальним мотузком, шланговий або ізолювальний протигаз. Застосування фільтрувальних протигазів не допускається.

Потреба застосування протигазів працівниками при виконанні ними газонебезпечних робіт визначається керівником робіт.

3.63. Дозвіл на користування ізолювальними протигазами в кожному випадку повинен видавати керівник робіт особам, які пройшли медичний огляд і спеціальний інструктаж з правил користування таким протигазом.

3.64. Тривалість роботи в протигазі без перерви не повинна перевищувати 30 хвилин. Загальний час роботи ізолювального протигазу визначається паспортом протигазу.

3.65. Повітрозабірні патрубки шлангових протигазів при роботі повинні розставлятися і закріплюватися з навітряного боку від місця виділення газу.

За відсутності "примусової" подачі повітря вентилятором довжина шлангу не повинна перевищувати 10 м. Шланг не повинен мати різких перегинів і будь-чим затискатися.

3.66. Рятувальні пояси повинні мати наплічні ремені з кільцем з боку спини на їх перетині для кріплення мотузка. Пояс повинен підганятися так, щоб кільце розміщувалося не нижче лопаток.


4.3 Інженерно- технічні заходи щодо охорони праці
Для запобігання випадків поразки електрострумом та зниження рівня статичного електроструму в газорозподільній мережі використовується захисне заземлення. Захисне заземлення здійснюється за допомогою заземлювачів – металевих провідників, що знаходяться в безпосередньому контакті з землею і розташовуються в ряд. Обираємо трубчатий електрод, довжиною l = 3м(мах), діаметром d = 40мм = 0,04 м.

Для визначення необхідного заземлення проводимо розрахунок а алгоритмом [94].

Розрахуємо опір одного вертикального електроду, Ом:
, (4.1)
де r - питомий опір поверхні в місці розташування заземлювачів, Ом∙м, грунт суглинок, тому r = 100 Ом∙м.

l - довжина трубчастого електроду, м, l = 3 м.

d - діаметр трубчастого електроду, м, d = 40мм = 0,04 м.

 – відстань від верхньої точки стержневого заземлювача до поверхні землі, м; 0,5 £  £ 1,0 м;  = 0,9;

t - глибина розташування середини електрода від поверхні землі, м,

розраховується за формулою
, (4.2)
 м

 Ом

Припустимий опір устрою, який заземлює, Rдоп = 4 Ом. Так як Re > Rдоп, знаходимо потрібну кількість вертикальних електродів.

На початку розрахуємо початкову кількість заземлювачів без урахування об'єднуючої штиби.
 (4.3)
 шт.

приймаємо начальну кількість електродів - 8 штук.

Визначаємо необхідну кількість вертикальних електродів:
 (4.4)
де  - коефіцієнт використання вертикальних електродів, що враховує обопільне екранування.

Для вибору цього коефіцієнта приймають значення відношення відстані між електродами до їхній довжини а = 1, отже, коефіцієнт використання вертикальних електродів  = 0,65.



Приймаємо кількість електродів – 14 штук.

Визначивши кількість заземлення знайдемо довжину з'єднуючої штиби:
 (4.5)
 м

Опір з'єднуючої штиби визначаємо за формулою:
, (4.6)
де В - ширина з'єднуючої штиби, м; b = 20 мм = 0,02 м;

- відстань від верхньої точки трубчастого заземлювача до поверхні землі, м;  = 0,9 м.

 Ом.

І розрахуємо загальний опір для устрою, який заземлює, Rз, який повинен бути  ? .
 (4.7)
ηш- коефіцієнт використання з'єднуючої штиби, ηш = 0,62.

 Ом.

Загальний опір Rз відповідає умові Rз ? Rдоп, тому обрані нами 14 електродів

d = 0,04м, довжиною l = 3м відповідає всім нормам [94].




Висновки та рекомендації
Досліджуєме відкрите акціонерне товариства по газопостачанню та газифікації "ДНІПРОПЕТРОВСЬКГАЗ" є ліцензіатом з розподілу природного і нафтового газу та з постачання природного газу за регульованим тарифом у Дніпропетровській області (окрім м.Дніпропетровськ та м.Кривий Ріг).

ВАТ “Дніпропетровськгаз” підпорядковане Національній акціонерній компанії “Нафтогаз України”, яка є власником 51% акцій підприємства.

Між Дочірнєю компанією „Газ України” Національної акціонерної компанії „Нафтогаз України” (компанія) та ВАТ „Дніпропетровськгаз” (користувач) укладено угоду, згідно якій ВАТ „Дніпропетровськгаз” у тимчасове користування надане державне майно, яке не підлягає приватизації і використовується для забезпечення постачання та розподілу природного газу, а саме: розподільні газові мережі, споруди на них, транспортні засоби спеціального призначення та інше державне майно, яке передано НАК „Нафтогаз України” у користування згідно з постановою КМУ від 25.05.98р. №747 „Про утворення НАК „Нафтогаз України”.

Статутний фонд ВАТ “Дніпропетровськгаз” відповідно до установчих документів складає 2 455 902 грн., розподілений на 861 720 простих іменних акцій номінальною вартістю 2,85 грн кожна. Загальна кількість акціонерів становить 12,5 тис.осіб. ВАТ "Дніпропетровськгаз" має 18 відокремлених структурних підрозділів, розташованих в основних районних містах Дніпропетровської області.

Результати проведеного аналізу динаміки росту статей балансу та змін в структурі статей активів та пасивів балансу ВАТ «Дніпропетровськгаз» за 2005 - 2007 роки показали:

- обсяги валюти балансу ВАТ «Дніпропетровськгаз» зменшились з рівня 580 407 млн.грн. (2005) до 479 560 млн.грн. (2007), при цьому темп негативного приросту становив -0,91% у 2006 році та -16,54% у 2007 році;

- обсяги власних коштів в балансі ВАТ «Дніпропетровськгаз» за рахунок погашення накопичених збитків резервами додаткового капіталу зменшились з рівня 98 239,0 млн.грн. (2005) до 70 343,8 млн.грн. (2007), при цьому темп негативного приросту становив -12,72 % у 2006 році та -17,96% у 2007 році;

- обсяги чистого доходу від реалізації продукції ВАТ «Дніпропетровськ-газ» зросли з рівня 326 983 млн.грн. (2005) до 546 202 млн.грн. (2007), при цьому темп приросту становив 18,34 % у 2006 році та 41,16% у 2007 році;

- обсяги чистого прибутку після оподаткування ВАТ «Дніпропетровськ-газ» зросли з збиткового рівня -43 218 млн.грн. (2005) до меншого збиткового рівня -23 934,8 млн.грн. (2007), при цьому темп приросту становив 41,19 % у 2006 році та 5,8% у 2007 році;

Таким чином, система розвитку підприємства ВАТ «Дніпропетровськ-газ» може бути охарактеризована за результатами 2006-2007 року як нестійка за класичним «золотим правилом» співвідношення основних показників росту підприємства.

Проведений аналіз структури та динаміки активів підприємства за 2005 –2007 роки показав:

- структурна частка необоротних активів в валюті балансу з рівня 35,61% у 2005 році зросла до рівня 45,73% у 2007 році за рахунок зростання структур-ної частки основних засобів з рівня 33,9% у 2005 році до рівня 43,6% у 2007 році (з рівня 196 820 млн.грн.(2005) до 209 257 млн.грн.(2007));

- в структурі оборотних активів підприємства:

1) структурна частка запасів в валюті балансу з рівня 7,44% у 2005 році знизилась до рівня 3,06% у 2007 році;

2) структурна частка дебіторської заборгованості в валюті балансу з рівня 50,3% у 2005 році знизилась до рівня 39,9% у 2007 році;

3) структурна частка готівкових грошей в валюті балансу з рівня 1,28% у 2005 році зросла до рівня 2,65% у 2007 році;

Таким чином, падіння структурної частки запасів та дебіторської заборго-ваності в валюті активів балансу зумовлене у 2005 -2007 роках зростанням структурної частки необоротних активів.

В структурі джерел (пасивів) підприємства за 2005 -2007 роки:

1) структурна частка власних коштів в валюті балансу з рівня 16,93% у 2005 році зменшилась до рівня 14,66% у 2007 році за рахунок збитковості роботи підприємства та покриття збитків резервами капіталу;

2) структурна частка власних оборотних коштів(за мінусом імобілізова-них в необоротних активах) в валюті балансу з негативного рівня -18,2% у 2005 році знизилась до негативного рівня -31,1% у 2007 році, тобто у підприємства немає власних оборотних коштів і навіть джерелами необоротних активів є позикові кошти, що робить підприємство малоліквідним;

3) структурна частка кредиторської заборгованості в валюті балансу з рівня 8,2% у 2005 році зросла до рівня 22,4% у 2007 році, що свідчить про розширення використання підприємством комерційного кредиту постачаль-ників, ;

4) структурна частка довгострокових позик в валюті балансу з рівня 23,8% у 2005 році дещо знизилась до рівня 22,9% у 2007 році та є основним джерелом для придбання оновлених основних засобів підприємства;

Таким чином, основними джерелами позикового капіталу в ВАТ «Дніпро-петровськгаз» є довгострокові кредити та поточні кошти в розрахунках.

Динаміка структури операційних витрат в собівартості виробництва продукції ВАТ «Дніпропет-ровськгаз» у 2005 –2007 роках характеризується:

- підвищенням структурної частки матеріальних витрат з рівня 13,75% у 2005 році до рівня 16,78 % у 2007 році;

- зниженням структурної частки витрат на оплату праці з рівня 30,59% (22,22%+8,37%) у 2005 році до рівня 24,94% (18,26%+6,68%) у 2007 році.

Проведений аналіз динаміки показників ліквідності та фінансової стійкості ВАТ «Дніпропетровськгаз» у 2005 –2007 роках показав, що фінансовий стан підприємства характеризується:

- хронічною нестачею високоліквідних готівкових коштів та відповід-ними значеннями коефіцієнта моментальної ліквідності на рівні 0,022 (2005 рік) – 0,042(2007 рік), що на порядок нижче вимог нормативного діапазона значень не менше 0,25 – 0,3;

- поступовим зниженням обсягів високоліквідних та короткострокових готівкових коштів та відповідними зниженням рівня коефіцієнта строкової ліквідності з 0,85 (2005 рік) – 0,63(2007 рік) при нормативному значенні не менше 0,7 – 0,8;

- поступовим зниженням обсягів ліквідних коштів та відповідним зниженням рівня коефіцієнта загальної ліквідності з рівня 1,095 (2005 рік) до рівня 0,868(2007 рік) при нормативному значенні не менше 1,5 – 2,0, що відмічалось вище в аналізі як невідповідність власного та довгострокового капіталу і обсягів необоротних коштів;

- знаходження показника фінансової незалежності (автономії) у 2005 -2007 роках в діапазоні 0,15 – 0,17, що не відповідає вимогам до стійкого фун-кціонування підприємства (коефіцієнт автономії > 0,5) та , одночасно, фіксує занадто великий рівень застосування фінансового важеля залучених поточ-них коштів в розрахунках, що може спричинити неплатоспроможність та ризик банкрутства підприємства за вимогами кредиторів;

–хронічна нестача джерел покриття запасів (рис.2.13), що характеризу-ється кризовим станом стійкості по покриттю запасів, при цьому весь влас-ний капітал імобілізований в необоротних коштах активів балансу, а для придбання запасів використовується весь залучений та поточний капітал під-приємства (кошти в розрахунках). Це відповідає хронічній нестачі ліквідних коштів в моментальному та строковому діапазонах діяльності.

Аналіз динаміки показників ефективності управління активами, ділової активності по оборотності активів та рентабельності роботи підприємства ВАТ «Дніпропетровськгаз» у 2005 – 2007 роках характеризується:

- підтримкою рівня зношеності основних засобів за рахунок своєчас-ного ремонту та оновлення на рівні 0,43 (2005 рік) - 0,48(2007 рік), що дозволяє характеризувати стан основних засобів, як – “середнього рівня зношеності”;

- систематичним підвищенням рівня трансформації активів в виручку від реалізації з 0,56 у 2005 році до рівня 1,14 у 2007 році, що свідчить про інтенсивний характер експлуатації активів та розвитку підприємства;

- систематичним підвищенням рівня фондовіддачі основних засобів в виручку від реалізації з 1,66 у 2005 році до рівня 2,61 у 2007 році, що свідчить про інтенсивний характер експлуатації основних засобів на підприємстві;

- зниженням на 15 – 20% періоду обороту основних агрегатів активів підприємства у 2006 році відносно рівня 2005 року та подальшим зниженням на 35-40% періоду обороту активів у 2007 році відносно рівня 2006 року, що свідчить про зростання рівня ділової активності підприємства при зростанні обсягів валюти балансу;

- постійним зростанням рівня рентабельності власного капіталу по чистому доходу від реалізації продукції з рівня 332,8% у 2005 році до рівня 776,5% у 2007 році;

- постійним зростанням рівня рентабельності активів по чистому доходу від реалізації продукції з рівня 56,3% у 2005 році до рівня 113,8% у 2007 році;

- зниженням рівня реалізаційної рентабельності власного капіталу з рівня 11,1% (2005 рік) до 1,98%(2006 рік) та зростанням до 15,4% (2007 рік);

- негативним рівнем рентабельності активів та власного капіталу по чистому прибутку після оподаткування внаслідок збитковості операційної діяльності;

Таким чином, проведена економічна діагностика фінансового стану підприємства ВАТ «Дніпропетровськгаз» по результатам діяльності за 2005 – 2007 роки показала, що основними проблемами фінансового стану підприємства є наступні:

ризиково низький рівень загальної, строкової та моментальної ліквідності, що створює проблеми з платоспроможністю підприємства та проблеми своєчасності розрахунків з кредиторами;

незабезпеченістю джерелами покриття придбаних виробничих запасів, що приводить до їх надмірного об’єму в умовах відсутності необхідних обсягів власних оборотних коштів, вкладених в основні засоби;

низкий рівень автономності ( надмірне використання фінансового важеля позикових коштів) та використанняґ в якості основних позичкових джерел поточних авансових платежів покупців продукції, що не є класичними джерелами покриття виробничих запасів.

Отримані результати потребують додаткового дослідження адміністративних, збутових та інших операційних витрат підприємства, занадто великий обсяг яких приводить при позитивних значеннях прибутку підприємства за результатами реалізації послуг до негативних значень прибутку підприємства за загальними результатами операційної діяльності.

Так. на протязі останніх трьох років ВАТ "Дніпропетровськгаз" отримало збитки на загальну суму 92, 57 млн. грн., у том числі по роках: 2005р. – 43 218 тис. грн., 2006р. -25 417 тис. грн., 2007р. -23 934,8 тис. грн. У зв'язку із наяв-ністю збитків дивіденди акціонерам за 2005-2006 роки не нараховувались. Фі-нансове становище підприємства напротязі останніх трьох років було склад-ним, воно мало недостатньо коштів в обігу, тому вимушено було постійно ко-ристуватися кредитами банків.

Згідно результатам розрахунку інтегрального показника ризику банкрутства Альтмана за даними балансу ВАТ «Дніпропетровськгаз» у 2005-2007 роках імовірність банкрутства підприємства ВАТ «Дніпропетровськгаз» є дуже значною, що потребує негайної програми заходів по оздоровленню підприємства.

Як показали результати прогнозування за економіко-математичною мо-деллю, якщо не впровадити антикризові заходи, то негативні ефекти в діяльності ВАТ «Дніпропетровськаз», відмічені за результатами економічної діагностики, мають прогнозну тенденція до погіршання, тобто:

очікується подальше зниження рівней ліквідності підприємства до рівня критичної неліквідності;

очікується подальше зниження рівня покриття виробничих запасів всіма видами джерел пасивів, що веде підприємство до рівня критичної межі нестійкого фінансового стану;

очікується зростання рівня рентабельності власного капіталу підприєм-ства по валовому прибутку від реалізації та подальше збільшення збитковості рівня рентабельності власного капіталу по чистому прибутку після оподатку-вання;

очікується поступове зниження збитковості діяльності підприємства до рівня беззбиткової роботи у 2010 році, що повністю залежить від регульованого державою тарифу на реалізацію газа споживачам в умовах постійного зростан-ня вартості газа, поставляємого в газорозподільчі мережі ВАТ «Дніпропетров-ськгаз».

В умовах державного регулювання цін реалізації газа єдиною стратегією розвитку ВАТ «Дніпропетровськгаз» та відміченої в аналізі дипломного дослідження хронічної збитковості діяльності за рахунок непокриття реалізацією газа за регульованим тарифом фактичних витрат підприємстває, основною стратегіє діяльності та розвитку є - стратегія зниження мінімізації витрат, тобто зменшення собівартості реалізуємої продукції та послуг за рахунок:

проведення робіт по модернізації обладнання газотранспортної мережі;

проведення робіт по впровадженню нових систем обліку газа у спожи-вачів на основі старт-карткових пристроїв попередньої оплати вартості постача-ємого газу, вбудованих в лічильники газу;

впровадження нових систем управління газотранспортними системами в області для зменшення витрат на ліквідацію аварій та своєчасної діагностики необхідності заміни та обслуговування обладнання.

Основним інструментом реалізації стратегії мінімізації витрат є досягнення мінімуму розбалансу газа в газорозподільних мережах, тобто розбалансу між вхідними обсягами газа, постачаємого з магістральних газопроводів високого тиску ДП «Укртрансгаз» НАК «Нафтогаз України» в газорозподільну мережу середнього та низького тиску ВАТ «Дніпропетровськгаз», та доставленими до споживачів та сплаченими обсягами газу.

Розбаланс газу між вхідними та реалізуємими обсягами газу виникають в газорозподільних мережах за причинами:

відсутності газових лічильників на входах в газорозподільну мережу відповідальності ВАТ «Дніпропетровськгаз» та врахування вхідних обсягів газу за розрахунковим методом;

відсутності газових лічильників на входах в мережу споживачів та врахування вихідних, сплачуємих споживчами, обсягів газу за розрахунковим методом;

відсутності газових лічильників на лініях власного споживання газу робочою інфраструктурою ВАТ «Дніпропетровськгаз»;

втрати газу за рахунок витоку в трубопроводах газових мереж та в пристроях обладнання регулювання тиску в газових мережах при переході з високого та середній та малий тиск;

кримінально-несанкціонованого відбору газу з газорозподільних мереж ВАТ «Дніпропетровськгаз» за рахунок несанкціонованих «врізок» в розподільні трубопроводи.

Загальний рівень оцінки розмірів втрат газу при транспортуванні (розбаланс газових мережах) характеризується наступним рівнем:

- у 2006 році ці втрати по Україні склали 1,9 млрд. м3 (1,1 млрд. м3 – нормовані втрати, 0,8 млрд. м3 – понаднормативні) або 2,8% від обсягів використання газу споживачами України;

- у 2007 році з урахуванням розвитку газорозподільної мережі нормовані втрати склали 1,2 млрд. м3.

В рамках загальної стратегії газової галузі України та стратегії мінімізації витрат ВАТ «Дніпропетровськгаз» в дипломному дослідженні пропонується та обґрунтовується інвестиційни проект:

«Зменшення витоку природного газу у газорозподільних мережах ВАТ «Дніпропетровськгаз»».

Замовник: ВАТ «Дніпропетровськгазі»

Виконавець: Лейкс Юероп Інк (Lakes Europe Іnc.) та ТОВ «Центр Тест»

Спрямування проекту - Запобігання витоку природного газу (метану) в газорозподільних мережах ВАТ «Дніпропетровськгаз».

Статус країни реалізації проекту - Підписала та ратифікувала, прийняла, ухвалила чи така, що приєдналася до Кіотського протоколу.

Об’єкт спрямування проектних робіт - Неконтрольовані виділення в атмосферу забруднюючих речовин (природного газу).

Період, протягом якого передбачається зменшення викидів - з 2008 до 2012 р.

Передбачувані обсяги зменшення викидів - Річне (середнє): 60 млн.м3;

Загалом: 300 млн.м3

Прогнозована вартість одиниці скорочення викидів (ЄВРО) – 12,5 ЕВРО / 1000 м3.

Аналіз умов впровадження проекту показав, що ВАТ «Дніпропетровськгаз» керує газорозподільними мережами середнього та низького тиску з щорічними обсягами транспортування газу приблизно 3,2 мільярдів кубічних метрів (млрд. м3). Розподільна мережа охоплює близько 29 520 кілометрів (км) труб. Розподільні мережі включають окремі вузли, що розраховані на тиск 16 бар, 6 бар, 3 бар та труби низького тиску для подачі газу побутовим споживачам. На території регіону впровадження проекту знаходиться 3 653 станцій, що регулюють тиск газу, та 8362 понижувальних станцій (у сукупності 12015 об'єктів). Вказані об’єкти налічують близько 31250 клапанів та 76 000 фланців.

Операції проекту складаються з трьох компонентів:

Ідентифікація та вимірювання витоків з усіх станцій, які регулюють та зменшують тиск газу на мережах у Дніпропетровській області. Виявлення витоків забезпечується шляхом використання пристрою Health Gasurveyor, а вимірювання - за допомогою нового устаткування Hі Flow Sampler.

Усунення усіх виявлених витоків шляхом застосування вдосконаленого герметика (тобто герметик для трубних з'єднань Gore-Tex та ущільнення штока засувки)

Проектування та впровадження програми технічного обслуговування та моніторингу, що включає навчання персоналу користування вдосконаленим устаткуванням для виявлення та виміру витоків.

Нове устаткування Hі Flow Sampler, що використовується з метою вимі-рювання виявлених витоків, було розроблене науково-дослідним інститутом технології газу в США, а потім випробувано у промисловості, починаючи з 1997 року.

Для реконструкції газорозподільної інфраструктури ВАТ «Дніпропетровсьгаз» необхідні інвестиції на суму близько 3 млн. євро. Фінансовий стан ВАТ не дозволяє виконати проект без залучення інвестицій. Проект спільного впровадження по Кіотському протоколу забезпечує механізми, що дозволяють залучити фінансові кошти для модернізації газорозподільних мереж. Інвестиції, необхідні для виконання проекту, повертаються інвестору за рахунок реалізації одиниць скорочення викидів (ОСВ), що генеруються даним проектом. Тобто виконання данного проекту скорочення викідів (СВ) дозволить генерувати зменшення викидів парникового газу, що дозволяє, згідно Кіотському протоколу, отримати інвестовані кошти з міжнародних фондів після проведення експертизи по розрахунку рівня реального скорочення викидів (СВ) після реалізації проекту (кредитні «карбон-бонуси»).

Таким чином, при підтвердженому обсягу скорочення викиді 300 млн.м3, інвестор отримає кредитних «карбон-бонусів» на суму 3,75 млн. євро, тобто

чистий дохід інвестора становитиме 0,75 млн.євро (рентабельність інвестування становитиме – 25%).

Як показують результати розрахунку дисконтованої ефективності проекта ВАТ «Дніпропетровськгаз» при ставці дисконтування 25% річних (номінальний варіант інвестування з відшкодуванням інвестору кредитних «карбон-бонусів») інвестиційні дисконтовані характеристики проекту для ВАТ «Дніпропетровсь-кгаз» є позитивними:

- повернення інвестицій здійснюється за рахунок міжнародних коштів по Кіотському протоколу, тобто для ВАТ «Дніпропетровськгаз» інвестування є безоплатним;

- дисконтований чистий дохід за 5 років становить 17, 2 млн.грн.;

- дисконтований чистий прибуток за 5 років становить 11,2 млн.грн.

- щорічний додатковий прибуток 6,5 млн.грн. суттєво знижує операцій-ний збиток в 24 -26 млн.грн., характерний для діяльності ВАТ «Дніпропет-ровськгаз» за останні роки.

- норма ВНД проекту становить 52,075%, що практично в 2 рази вище норми дисконтування, та свідчить про високий рейтинг інвестиційної привабливості проекту.

Як показують результати альтернативного розрахунку, без механізму міжнародної підтримки ВАТ «Дніпропетровськгаз» не зможе виконати проект зниження витоків газу в навколишнє середовище.

Для виконання проекту на базі 18 територіальних управлінь ВАТ «Дніпропетровськгаз» з використанням наявної чисельності монтажників, допущених до роботи на газорозподільних мережах, та з введенням в бригади 24 спеціаліс-тів фірми - корпорація «Лейкс Юероп, Інк». по навчанню роботі з приладами заміру витоків газу Gasurveyor 500 Serіes та 6 консультантів по роботі з ущіль-нювачем штока засувки GORE™ фірми ТОВ «Центр Тест» по проектуванню систем герметизації фланців та вентилів- регуляторів, створюються 18 поточ-них бригад на 5-ти місячний період роботи.

Проведена в дипломному проекті розробка кошторисної документації проекта показала, що для виконання проекту необхідно залучення 325 працівників по 18 управлінням з рівнем середньої заробітної плати 5 901 грн./місяць.

При формуванні фінансового плану та плану формування прибутку в якості прогнозних результатів проекту в дипломному дослідженні введені дані прогнозного кошторису за 1 рік (2008) проект:

- для початку робіт поступає іноземна інвестиція 3,0 млн.євро (еквівалент 22,65 млн.грн.) 3-ма траншами на протязі 5 місяців виконання робіт проекту;

- отримані кошти використовуються для додатковихі витрат в собівартості ВАТ для реалізації проекту (22,65 млн.грн.):

а) придбання приладів заміру – 2,209 млн.грн.;

б) придбання ущільнюючих матеріалів – 4,666 млн.грн.;

в) розрахункові витрати на оплату праці робочих бригад – 13,523 млн.грн;

г) додаткові накладні витрати проекту – 2,252 млн.грн.

- додатковий валовий дохід ВАТ «Дніпропетровськгаз» на кінець року від продажу газу, виток яких перекритий(62,165 млн.м3) становитиме 71,490 млн.грн;

Як показали результати прогнозування фінансових результатів діяльності ВАТ «Дніпропетровськгаз» за 2008 рік, які реалізовані введення додаткового валового доходу та витрат в реальний фінансовий звіт за 2007 рік:

- валовий реалізаційний прибуток зріс з фактичного рівня 10,823 млн.грн. до прогнозного 38,55 млн.грн.;

- сумарний операційний прибуток зріс з фактичного рівня збитку -26,124 млн.грн. до рівня позитивного прибутку +1,602 млн.грн.;

- рівень чистого прибутку після оподаткування зріс з фактичного рівня збитку -23,935 млн.грн. до рівня позитивного прибутку +3,792 млн.грн.

Практична цінність отриманих результатів дипломного дослідження полягає в тому, що впровадження запропонованого інноваційного проекту зменшення витоку газу з магістральних з’єднань та клапанно-регуляційних вузлів газотранспортної мережі у Дніпропетровській області, дозволяє вийти на економію 62,165 млн.м3 газу на рік, що при річному обсягу поставок газу ВАТ «Дніпропетровськгаз» до 3,1 – 3,3 млрд.м3 на рік приводить до переходу підприємства в перший рік впровадження проекту з збиткової роботи до прибуткової з подальшим зростанням прибутковості роботи у наступні роки проекту.




Список використаних літературних джерел
1. Господарський кодекс України від 16 січня 2003 року N 436-ІV(діє з 01.01.2004) // Із змінами і доповненнями, внесеними Законами України від 9 січня 2007 року N 549-V, ОВУ, 2007 р., N 8, ст. 276

2. ЗАКОН УКРАЇНИ «Про господарські товариства» // від 19 вересня 1991 року N 1576-XІІ (Із змінами і доповненнями, внесеними Законами України станом на 19 лютого 2004 року N 1519-ІV)

3. Закон України "Про ліцензування певних видів господарської діяльності" від 1 червня 2000 року N 1775-ІІІ // Із змінами і доповненнями, внесеними Законами України станом від 16 травня 2007 року N 1026-V

4. Закон України "Про природні монополії" від 20 квітня 2000 року N 1682-ІІІ // Із змінами і доповненнями, внесеними Законами України станом від 1 грудня 2006 року N 424-V

5. ЗАКОН УКРАЇНИ “Про нафту і газ» від 12 липня 2001 року N 2665-ІІІ // Із змінами і доповненнями, внесеними Законами України станом від 19 грудня 2006 року N 489-V

6. ЗаконУкраїни «Про охорону праці» від 14 жовтня 1992 року N 2694-XІІ // Із змінами і доповненнями, внесеними Законами України станом від 16 травня 2007 року N 1026-V

7. ЗАКОН УКРАЇНИ «Про рентні платежі за нафту, природний газ і газовий конденсат» від 5 лютого 2004 року N 1456-ІV //Дію Закону зупинено на 2004 рік ,на 2005 рік,на 2006 рік, на 2007 рік, на 2008 рік - згідно із Законом України від 28 грудня 2007 року N 107-VІ

8. ЗАКОН УКРАЇНИ від 28 грудня 2007 року N 107-VІ «Про Державний бюджет України на 2008 рік та про внесення змін до деяких законодавчих актів України»

9. ЗАКОН УКРАЇНИ від 19 грудня 2006 року N 489-V «Про Державний бюджет України на 2007 рік» //Із змінами і доповненнями, внесеними Законами України станом від 1 червня 2007 року N 1119-V

10. ЗАКОН УКРАЇНИ від15 травня 1996 року N 192/96-ВР «Про трубопровідний транспорт» // Із змінами і доповненнями, внесеними Законами України станом від 27 квітня 2007 року N 997-V

11. ЗАКОН УКРАЇНИ “Про оподаткування прибутку підприємств” від 28 грудня 1994 року N 334/94-ВР // Із змінами і доповненнями, внесеними Законами України станом від 27 квітня 2007 року N 997-V

12. ЗАКОН УКРАЇНИ “Про податок на додану вартість” від 3 квітня 1997 року N 168/97-ВР // Із змінами і доповненнями, внесеними Законами України станом від від 22 грудня 2006 року N 535-V

13. Положення про Національну комісію регулювання електроенергетики України, затвердженого Указом Президента України від 14.03.95 N 213/95 (у редакції Указу Президента України від 21.04.98 N 335/98)

14. Постанова Кабінету Міністрів України від 05.07.2006 N 938 "Про затвердження Типового договору про надання населенню послуг з газопоста-чання та внесення змін до постанови Кабінету Міністрів України від 09.12.99 N 2246"

15. Постанова Кабінету Міністрів України від 27 грудня 2001 р. N 1729 «Про забезпечення споживачів природним газом» // Із змінами і доповненнями, внесеними постановами Кабінету Міністрів України станом від 17 жовтня 2007 року N 1244

16. Постанова Кабінету Міністрів України від 8 грудня 2006 р. N 1697 «Про заходи щодо подальшого вдосконалення механізму забезпечення при-родним газом вітчизняних споживачів» //Із змінами і доповненнями, внесеними постановою Кабінету Міністрів України від 5 вересня 2007 року N 1094

17. Постанова Кабінету Міністрів України від 9 грудня 1999 р. N 2246 «Про затвердження Правил надання населенню послуг з газопостачання» // Із змінами і доповненнями, внесеними постановами Кабінету Міністрів України станом від 13 червня 2007 року N 821

18. Про затвердження Ліцензійних умов провадження господарської діяльності з постачання природного газу за регульованим тарифом // Наказ Державного комітету України з питань регуляторної політики та підприєм-ництва від 25 серпня 2005 року N 74

19. Про затвердження Ліцензійних умов провадження господарської ді-яльності з розподілу природного і нафтового газу //Наказ Державного комітету України з питань регуляторної політики та підприємництва від 30 вересня 2005 року N 89

20. Про затвердження Ліцензійних умов провадження господарської ді-яльності з транспортування природного і нафтового газу магістральними тру-бопроводами //Наказ Державного комітету України з питань регуляторної політики та підприємництва від 30 вересня 2005 року N 86

21. Ліцензійні умови провадження господарської діяльності з постачання природного газу за регульованим тарифом // затверджено постановою НКРЕ від 25.08.2005 N 693

22. Ліцензійні умови провадження господарської діяльності з розподілу природного і нафтового газу, затверджених постановою НКРЕ від 30.09.2005 N 859

23. Порядок встановлення вимог до ліцензіатів з розподілу природного і нафтового газу, з транспортування природного і нафтового газу магістральними трубопроводами, щодо провадження інших, крім ліцензованих, видів діяльності // затверджений постановою НКРЕ від 11.09.2006 N 1182

24. Про затвердження Методики розрахунку тарифів на транспортування та постачання природного газу для підприємств з газопостачання та газифікації // НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ РЕГУЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ , ПОСТАНОВА від 4 вересня 2002 року N 983

25. Про роздрібні ціни на природний газ, що використовується для потреб населення //Постанова Національної комісії регулювання електроенергетики України від 19 грудня 2006 року N 1672 (Із змінами і доповненнями, внесеними постановами Національної комісії регулювання електроенергетики України станом від 14 червня 2007 року N 750)

26. Про встановлення вимог до ВАТ "ДНІПРОПЕТРОВСЬКГАЗ" щодо провадження інших, крім ліцензованих, видів діяльності // НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ РЕГУЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ , РОЗПОРЯДЖЕННЯ від 05.07.2007 р. N 85-р

27. Положення (стандарт) бухгалтерського обліку 2 "Баланс" // наказ Мі-ністерства фінансів України від 31 березня 1999 р. N 87 (Із змінами і доповнен-нями, внесеними наказами Міністерства фінансів України станом від 5 березня 2008 року N 353) – Інформаційно-довідкова комп’ютерна система “Ліга-Закон», 2008

28. Положення (стандарт) бухгалтерського обліку 3 "Звіт про фінансові результати" // наказ Міністерства фінансів України від 31 березня 1999 р. N 87 (Із змінами і доповненнями, внесеними наказами Міністерства фінансів України станом від 5 березня 2008 року N 353) – Інформаційно-довідкова комп’ютерна система “Ліга-Закон», 2008

29. Положення (стандарт) бухгалтерського обліку 4 "Звіт про рух грошо-вих коштів" // наказ Міністерства фінансів України від 31 березня 1999 р. N 87 (Із змінами і доповненнями, внесеними наказами Міністерства фінансів Укра-їни станом від 22 листопада 2004 року N 731) – Інформаційно-довідкова комп’ютерна система “Ліга-Закон», 2008

30. Положення (стандарт) бухгалтерського обліку 9 "Запаси" // наказ Міністерства фінансів України від 8 жовтня 1999 року N 237 (Із змінами і доповненнями, внесеними наказами Міністерства фінансів України станом від 19 грудня 2006 року N 1213) – Інформаційно-довідкова комп’ютерна система “Ліга-Закон», 2008

31. Положення (стандарт) бухгалтерського обліку 10 "Дебіторська заборгованість" // наказ Міністерства фінансів України від 8 жовтня 1999 року N 237 (Із змінами і доповненнями, внесеними наказами Міністерства фінансів України станом від 19 грудня 2006 року N 1213) – Інформаційно-довідкова комп’ютерна система “Ліга-Закон», 2008

32. Положення (стандарт) бухгалтерського обліку 15 "Дохід" // наказ Міністерства фінансів України від 29 листопада 1999 року N 290 (Із змінами і доповненнями, внесеними наказами Міністерства фінансів України станом від 11 грудня 2006 року N 1176) – Інформаційно-довідкова комп’ютерна система “Ліга-Закон», 2008

33. Положення (стандарт) бухгалтерського обліку 16 "Витрати" // наказ Міністерства фінансів України від 31 грудня 1999 року N 318 (Із змінами і доповненнями, внесеними наказами Міністерства фінансів України станом від 11 грудня 2006 року N 1176) – Інформаційно-довідкова комп’ютерна система “Ліга-Закон», 2008

34. Про затвердження тарифів на транспортування природного газу роз-подільними трубопроводами та постачання природного газу за регульованим тарифом для ВАТ "Дніпропетровськгаз" // НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ РЕГУЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ , ПОСТАНОВА від 23 травня 2006 року N 594

35. Про затвердження тарифів на транспортування природного газу роз-подільними трубопроводами та постачання природного газу за регульованим тарифом для ВАТ "Дніпропетровськгаз" // НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ РЕГУЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ , ПОСТАНОВА від 30.04.2004 N 441

36. Про затвердження тарифів на транспортування природного газу роз-подільними трубопроводами та постачання природного газу за регульованим тарифом для ВАТ "Дніпропетровськгаз" // НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ РЕГУЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ , ПОСТАНОВА від 21 червня 2007 року N 779

37. Про затвердження тарифів на транспортування природного газу роз-подільними трубопроводами та постачання природного газу за регульованим тарифом для ВАТ "Дніпропетровськгаз" // НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ РЕГУЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ , ПОСТАНОВА від 19 грудня 2006 року N 1687

38. Про затвердження тарифів на транспортування природного газу роз-подільними трубопроводами та постачання природного газу за регульованим тарифом для ВАТ "Дніпропетровськгаз" // НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ РЕГУЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ , ПОСТАНОВА від 23.05.2006 N 594

39. Про затвердження на січень 2008 року нормативу відрахування кош-тів з поточного рахунку зі спеціальним режимом використання ВАТ "Дніпро-петровськгаз", які надійшли від установ і організацій, що фінансуються з дер-жавного і місцевих бюджетів // НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ РЕГУЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ , ПОСТАНОВА від 27 грудня 2007 року N 1930

40. Про затвердження на січень 2008 року нормативу відрахування кош-тів з поточного рахунку зі спеціальним режимом використання ВАТ "Дніпро-петровськгаз", які надійшли від населення // НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ РЕГУЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ , ПОСТАНОВА від 27 грудня 2007 року N 1880

41. Про затвердження на грудень 2007 року нормативу відрахування кош-тів з поточного рахунку зі спеціальним режимом використання ВАТ "Дніпро-петровськгаз" // НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ РЕГУЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ , ПОСТАНОВА від 22 листопада 2007 року N 1584

42. Про затвердження Правил безпеки систем газопостачання України // Наказ Держнаглядохоронпраці N 254 від 01.10.97

ДНАОП 0.01-1.01-95 Правила пожежної безпеки в Україні.

44. ДНАОП 0.05-8.04-92 Порядок проведення атестації робочих місць за умовами праці.

ДНАОП 0.03-8.03-97 Гігієнічна класифікація праці за показниками шкідливості та небезпечності факторів виробничого середовища, важкості та напруженості трудового процесу.

ДНАОП 0.00-1.21-98 Правила безпечної експлуатації електроустано-вок споживачів.

ДНАОП 0.00-1.29-97 Правила захисту від статичної електрики.

ДНАОП 0.00-8.02-93 Перелік робіт з підвищеною небезпекою.

49. Айвазян С.А. Основы эконометрики. – М.: ЮНИТИ–ДАНА, 2001.–432 с.

50. Азоев Г.Л., Челенков А.П. Конкурентные преимущества фирмы / Гос. ун-т управления, Нац. фонд подготовки фин. и упр. кадров. - М.: ОАО "Тип. "Новости", 2000. - 256 с.

51. Альтшулер И.Г. Стратегическое управление на основе маркетингово-го анализа: Инструменты, проблемы, ситуации/ И.Г. Альтшулер. - М.: Вершина, 2006. - 230 с

52. Андерсен Э., Груде К., Хауг Т. Сфокусированное управление проектом. – М.: ФАИР-ПРЕСС, 2006 - 526 с.

53. Афонин И.В. Инновационный менеджмент и экономическая оценка реальных инвестиций: Учебное пособие/ И.В. Афонин. - М.: Гардарики, 2006. - 301 с.

54. Барроу, Пол. Бизнес-план, который работает: С предисловием сэра Ричарда Брэнсона: Пер. с англ./ П. Барроу. - М.: Альпина Бизнес Букс, 2006. - 281 с

55. Батенко Л.П., Завгородніх О.А.Ліщинська В.В. Управління проектами: навч. посібник.- К., КНЕУ,2003.- 231 с.

56. Бекетова О.Н. Бизнес-план: теория и практика/ О.Н. Бекетова, В.И. Найденков. - М.: Альфа-Пресс, 2006. - 272 с

57. Бирман Г., Шмидт С. Капиталовложения: экономический анализ инвестиционных проектов / Пер. в анг. Под ред. Л.П.Белых. – М.:ЮНИТИ-ДАНА, 2003. – 631 с.

58. Бланк И.А. Управление денежными потоками / И. А. Бланк. – изд. 2-е, перераб. и доп. – К. : Эльга : Ника-Центр, 2007. – 752 с.

59. Бланк И. А. Управление прибылью / И.А. Бланк. – изд. 3-е, перераб. и доп. – К. : Ника-Центр, 2007. – 768 с.

60. Бланк И. А. Финансовая стратегия предприятия : учебный курс / И. А. Бланк. - К. : Ника-Центр, 2006. - 518 с.

61. Ван Хорн, Джеймс. Основы финансового менеджмента: Пер. с англ./ Дж.К. Ван Хорн, Дж.М. Вахович. - 12-е изд.. - М.: Вильямс, 2006. - 1225 с

62. Василенко В.О. Інноваційний менеджмент: Навч. посібник/ В.О. Василенко, В.Г. Шматько. - 3-тє вид., виправл. та доповн.. - К.: Центр навчальної літератури, 2005. - 440 с

63. Ватуля І.Д. Податки, збори, платежі: Навч. посібник/ І.Д. Ватуля, М.І. Ватуля, Л.В. Рибалко. - К.: Центр навчальної літератури, 2006. - 352 с

64. Виленский П.Л., Ливши В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов: теория и практика : Учебн.-практ. Пособие. – М.: Дело, 2001. – 832 с.

65. Вітлінський В.В., Великоіваненко Г.І. Ризикологія в економіці та підприємництві: Монографія.– К.: КНЕУ, 2004. – 480 с.

66. Власова Н.О. Фінанси підприємств : навч. посібник для студ. вищих навч. закладів / Н. О. Власова, О. А. Круглова, Л. І. Безгінова ; М-во освіти і науки України, Харк. держ. ун-т харчування та торгівлі. - К. : Центр учбової літератури, 2007. - 272 с.

67. Гетьман О.О., Шаповал В.М. Економіка підприємства: навчальний посібник для студентів вищих навчальних закладів.- Київ, Центр навчальної літератури, 2006. – 488 с.

68. Гетьман О.О. Економічна діагностика : навч. посіб. / О. О. Гетьман, В. М. Шаповал ; М-во освіти і науки України, Український державний хіміко-технологічний ун-т, Дніпропетровський ун-т економіки та права. – К. : Центр навчальної літератури, 2007. – 307 с.

69. Глен, Арнольд. Инвестирование. Путеводитель от Fіnancіal Tіmes. Самый полный справочник по инвестированию и финансовым рынкам : пер. с англ. / А. Глен. - М. : Дело и Сервис, 2007. - 496 с.

70. Грей К.Ф., Ларсон Э.У. Управление проектами: Практическое руководство. – М.: Дело и Сервис, 2003. – 528 с.

71. Гукова А.В. Инвестиционный капитал предприятия/ А.В. Гукова, А.Ю. Егоров. - М.: КНОРУС, 2006. - 276 с

72. Дамодаран, Асват. Инвестиционная оценка. Инструменты и методы оценки любых активов: Пер. с англ./ А. Дамодаран. - 3-е изд.. - М.: Альпина Бизнес Букс, 2006. - 1325 с

73. Должанський І. З. Бізнес-план: технологія розробки : навч. посібник для студ. вищих навч. закладів / І. З. Должанський, Т. О. Загорна ; М-во освіти і науки України, Макіївський економіко-гуманітарний ін-т. - К. : Центр навчальної літератури, 2006. - 384 с.

74. Економіка та підприємництво : навч. посібник / С. Я. Салига [та ін.] ; М-во освіти і науки України, Гуманітарний ун-т "Запорізький ін-т державного та муніципального управління". – К. : Професіонал, 2007. – 749 с.

75. Економіка підприємства: Підручник/ Ред. С.Ф. Покропивний. - 3-тє вид., без змін. - К.: КНЕУ, 2006. - 528 с. - (До 100-річчя Київського національного економічного університету)

76. Економіка підприємства: Навч. посібник/ Ред. А.В. Калина. - К.: МАУП, 2006. - 351 с

77. Економіка підприємства: Підручник/ Ред. А.В. Шегда. - К.: Знання, 2006. - 614 с

78. Ефимова М.Р., Ганченко О.И., Петрова Е.В. Практикум по общей теории статистики: Учебное пособие. – Москва: Финансы и статистика, 2000.

79. Загорна Т.О. Економічна діагностика : навч. посібник / Т. О. Загорна ; М-во освіти і науки України, Макіївський економіко-гуманітарний ін-т. - К. : Центр учбової літератури, 2007. - 400 с.

80. Івахненко В.М. Курс економічного аналізу: Навч. посібник/ В.М. Івахненко. - 5-те вид., виправл. та доповн.. - К.: Знання, 2006. - 261 с.

81. Ивасенко А.Г. Инвестиции: источники и методы финансирования/ А.Г. Ивасенко, Я.И. Никонова. - М.: Омега-Л, 2006. - 253 с.

82. Івченко І. Ю. Моделювання економічних ризиків і ризикових ситуацій : навч. посібник для студ. вищих навч. закладів / І. Ю. Івченко. - К. : Центр учбової літератури, 2007. - 344 с.

83. Ізмайлова К.В. Фінансовий аналіз: Навч.посібник.- К.: МАУП,2000. – 152 c.

84. Клебанова Т.С., Дубровина Н.А. и др. Эконометрия на персональном компьютере. Учебное пособие. – Харьков: ИЗД ХГЭУ, 2002. – 208с.

85. Ковалев В. В. Финансовый менеджмент: теория и практика : научное издание / В. В. Ковалев. - 2-е изд., перераб. и доп. - М. : Проспект, 2007. - 1024 с.

86. Колтынюк Б.А. Инвестиционные проекты: Учебник. – СПб.: Изд-во Михайлова В.А., 2002. – 622 с.

87. Крамаренко Г.О., Чорна О.Є. Фінансовий менеджмент.- Киів: Центр навчальної літератури, 2006р. –520 с.

88. Крамаренко Г.О. Фінансовий аналіз та планування. – Дніпропет-ровськ: Видавництво ДАУБП, 2001. – 224 с.

89. Кремер Н.Ш., Путко Б.А. Эконометрика: Учебник для вузов. – М.: ЮНИТИ – ДАНА, 2002. – 311 с.

90. Крутякова Ю.А. Бизнес-планирование: Учеб.-практ. пособие/ Ю.А. Крутякова, С.Р. Юсупова. - М.: Проспект, 2006. - 352 с

91. Круш П.В. Економіка (розрахунки фінансово-інвестиційних операцій в EXCEL) : навч. посіб. / П. В. Круш, О. В. Клименко ; Нац. технічний ун-т України "Київський політехнічний ін-т". – К. : Центр навчальної літератури, 2006. – 264 с.

92. Куденко Н.В. Стратегічний маркетинг: Навч.посібник. – К.: КНЕУ,1998 – 202 с.

93. Куденко Н.В. Маркетингові стратегії фірми – Київ, КНЕУ,2002.–245 с.

94. Кучеренко В.Р. Бізнес-планування фірми: Навчальний посібник/ В.Р. Кучеренко, В.А. Карпов, О.С. Маркітан. - К.: Знання, 2006. - 424 с

95. Лапыгин Ю.Н. Бизнес-план: стратегии и тактика развития компании: Практическое пособие/ Ю.Н. Лапыгин, Д.Ю. Лапыгин. - М.: Омега-Л, 2007. - 351 с.

96. Мазур И.И., Шапиро В.Д., Ольдерогге Н.Г. Управление проектами – М. “Экономика», 2001 – 574 с.

97. Макаревич Л.М. Управление предпринимательскими рисками/ Л.М. Макаревич. - М.: Дело и Сервис, 2006. - 448 с

98. Медынский В.Г. Инновационный менеджмент. – М.: Инфра-М, 2002. – 310 с.

99. Мойсеєнко І.П. Інвестування: Навчальний посібник/ І.П. Мойсеєнко. - К.: Знання, 2006. - 490 с

100. Наливайко А.П. Теорія стратегії підприємства. Сучасний стан та напрямки розвитку: Монографія. — К.: КНЕУ, 2001. — 227 с.

101. Павленко І.А. Економіка та організація інноваційної діяльності: Навч. посібник/ І.А. Павленко. - 2-ге вид. без змін. - К.: КНЕУ, 2006. - 204 с.

102. Подольська В.О. Фінансовий аналіз : навч. посіб. / В. О. Подольська, О. В. Яріш ; М-во освіти і науки України, Полтавський ун-т споживчої кооперації України. – К. : Центр навчальної літератури, 2007. – 488 с.

103. Попов В.М. Финансовый бизнес-план: Учебное пособие для студ. экономических специальностей/ В.М. Попов, С.И. Ляпунов. - 2-е изд.. - М.: Финансы и статистика, 2007. - 460 с

104. Портер Майкл Е. Стратегія конкуренції / Пер. з англ. А. Олійник, Р. Скільський. - К.: Основи, 1998. - 390 с.

105. Потенціал підприємства: формування та оцінка : навч. посібник / О. К. Добикіна [та ін.]. - К. : Центр учбової літератури, 2007. - 208 с.

106.Савицкая Г. В. Методика комплексного анализа хозяйственной деятельности : учеб. пособие / Г. В. Савицкая. - 4-е изд. - М. : ИНФРА-М, 2007. - 384 с.

108. Соляник Л.Г. Економічний аналіз:Навчальний посібник. – Дніпропетровськ, Національна гірнича академія України, 2007. – 199 с.

109. Стадник В.В. Інноваційний менеджмент: Навчальний посібник/ В.В. Стадник, М.А. Йохна. - К.: Академвидав, 2006. - 464 с.

110. Сідун В.А. Економіка підприємства: Навчальний посібник/ В.А. Сідун, Ю.В. Пономарьова. - К.: Центр навчальної літератури, 2006. - 356 с

111. Уманець, Тетяна Василівна. Економічна статистика: Навчальний посібник/ Т.В. Уманець. - К.: Знання, 2006. - 429 с. - (Вища освіта XXІ століття)

112. Управление проектами / под ред. Дж.К.Пинто – СПб: Питер, 2004 – 464 с.

113. Фінанси підприємств : підручник / А. М. Поддєрьогін, М. Д. Білик, Л. Д. Буряк. - 6-те вид., переробл. і доповн. - К. : КНЕУ, 2006. - 552 с.

114. Фінансовий менеджмент: Підручник/Кер. кол. авт. і наук. ред проф.А.М.Поддєрьогін.- К.: КНЕУ, 2005.- 536 с.

115. Федоренко В.Г. Інвестування: Підручник для студ. вищих навчаль-них закладів/ В.Г. Федоренко. - К.: Алерта, 2006. - 442 с

116. Шелудько В.М. Фінансовий менеджмент: Підручник/ В.М. Шелудь-ко. - К.: Знання, 2006. - 439 с.

117. Шморгун Н. П. Фінансовий аналіз : навч. посібник для студ. вищих навчальних закладів / Н. М. Шморгун, І. В. Головко ; М-во освіти і науки України, Київський нац. ун-т ім. Т. Шевченка. – К. : Центр навчальної літератури, 2006. – 525 с.

118. http://www.ukrstat.gov.ua – Офіційний Інтернет-сайт Державного комітету статистики України, 2008

119. http://www.naftogaz.gov.ua – Офіційний Інтернет-сайт НАК «Нафтогаз України», 2008

120. http://www.lіga-zakon.com.ua – Офіційний Інтернет-сайт довідкової системи “Ліга-ЗАКОН», 2008

121. http://www.smіda.gov.ua - Офіційний сайт Державного комісії з цінних паперів та фондового ринку України

122. http://dnіepropetrovskgas.ukrbіz.net - Офіційний сайт ВАТ «Дніпропетровськгаз»




Додаток А

Балансові звіти ВАТ «Дніпропетровсьгаз» за 2005 - 2007 роки

Додаток Б

Звіти про фінансові результати ВАТ «Дніпропетровськгаз» за 2005 - 2007 роки

Додаток В

Динаміка показників балансових звітів та звітів про фінансові результати ВАТ «Дніпропетровськгаз» за 2005 - 2007 роки
Таблиця В.1

Аналіз складу і структури майна (активів) ВАТ «Дніпропетровськгаз» у 2005-2007 роках

Таблиця В.2

Порівняльний аналіз дінамики активів і фінансових результатів ВАТ «Дніпропетровськгаз» у 2005-2007 роках

Таблиця В.3

Характеристика стану основних засобів ВАТ «Дніпропетровськгаз» у 2005-2007 роках

Таблиця В.4

Аналіз структури необоротних активів підприємства ВАТ «Дніпропетровськгаз» у 2005-2007 роках

Таблиця В.5

Аналіз структури оборотних активів підприємства ВАТ «Дніпропетровськгаз» у 2005-2007 роках

Таблиця В.6

Аналіз структури запасів та витрат підприємства ВАТ «Дніпропетровськгаз» у 2005-2007 роках

Таблиця В.7

Склад і структура дебіторської заборгованості підприємства ВАТ «Дніпропетровськгаз» у 2005-2007 роках






Таблиця В.8

Склад і структура джерел коштів підприємства ВАТ «Дніпропетровськгаз» у 2005-2007 роках

Додаток Г

Динаміка показників фінансового стану ВАТ «Дніпропетровсьгаз» за 2005 - 2007 роки
Таблиця Г.1




Таблиця Г.2




Таблиця Г.3


Таблиця Г.4


Таблиця Г.5




Додаток Д

Декларації по податку на прибуток ВАТ «Дніпропетровськгаз» за 2005 -2007 роки
2007 рік

ПОКАЗНИКИ	Код рядка	Сума
1	2	3
Валовий дохід від усіх видів діяльності, у тому числі:	01	569916052,0
доходи від продажу товарів (робіт, послуг)	01.1	553927094,0
приріст балансової вартості запасів	01.2 К1	6974633,0
доходи від виконання довгострокових договорів	01.3 К2
прибуток від операцій з цінними паперами, фондовими та товарними деривативами	01.4 К3
прибуток від операцій з землею	01.5 К1
інші доходи, крім визначених у 01.101.5	01.6	9014325,0
Коригування валових доходів, у тому числі: (± 02.1 ± 02.2 + 02.3)	02	5039822,0
зміна суми компенсації вартості товарів (робіт, послуг)	02.1
самостійно виявлені помилки за результатами минулих податкових періодів	02.2
врегулювання сумнівної (безнадійної) заборгованості	02.3 К4	5039822,0
Скоригований валовий дохід (01 ± 02)	03	574955874,0
Валові витрати, у тому числі:	04	547994508,0
витрати на придбання товарів (робіт, послуг), крім визначених у 04.11	04.1	407643574,0
убуток балансової вартості запасів	04.2 К1	519728,0
витрати на оплату праці	04.3	89439349,0
сума страхового збору (внесків) до фондів державного загальнообов'язкового страхування	04.4	32731715,0
сума внесків на довгострокове страхування життя, недержавне пенсійне забезпечення	04.5
сума податків, зборів (обов'язкових платежів), крім визначених у 04.4	04.6 Р1	6052581,0
витрати, пов'язані з виконанням довгострокових договорів	04.7 К2
добровільне перерахування коштів, передача товарів (робіт, послуг)	04.8 Р2
від'ємне значення об'єкта оподаткування попереднього податкового року	04.9
витрати на поліпшення основних фондів та нафтогазових свердловин	04.10 К1	2931294,0
85 % витрат від вартості товарів (робіт, послуг), придбаних у офшорних нерезидентів	04.11 Р3
сума витрат зі страхування (крім витрат з довгострокового страхування життя та недержавного пенсійного забезпечення, зазначених у р. 04.5 декларації)	04.12 K1/1	366956,0
інші витрати, крім визначених у 04.104.12	04.13	8309311,0
Коригування валових витрат, у тому числі:   (± 05.1 ± 05.2 + 05.3)	05	8769613,0
зміна суми компенсації вартості товарів (робіт, послуг)	05.1
самостійно виявлені помилки за результатами минулих податкових періодів	05.2	3056020,0
врегулювання сумнівної (безнадійної) заборгованості	05.3 К4	5713593,0
Скориговані валові витрати	06	556764121,0
Сума амортизаційних відрахувань	07К1	8931990,0
Об'єкт оподаткування позитивний (+) від'ємний (-) (± 03 - (± 06) - 07)	08	9259763,0
Балансові збитки, не компенсовані прибутками до 01.01.2003	09
Прибуток, звільнений від оподаткування	10К5
Прибуток, що підлягаює оподаткування, у тому числі:	11	9259763,0
за базовою ставкою	11.1	9259763,0
За пільговою ставкою *	11.2
Нарахована сума податку**, у тому числі:	12	2314941,0
за базовою ставкою	12.1	2314941,0
за пільговою ставкою	12.2
Зменшення нарахованої суми податку	13К6	2186347,0
Податкове зобов'язання звітного періоду** (12 - 13)	14	128594,0
Сума нарахованого податку за попередній податковий період поточного року	15	30775,0
Сума надміру сплаченого податку минулих податкових періодів (переплати)***	16
Сума податку до сплати (позитивне значення: 14 - 15 - 16)	17	97819,0

2006 рік

ПОКАЗНИКИ	Код рядка	Сума
1	2	3
Валовий дохід від усіх видів діяльності, у тому числі:	01	420352683,0
доходи від продажу товарів (робіт, послуг)	01.1	397248439,0
приріст балансової вартості запасів	01.2 К1	3922963,0
доходи від виконання довгострокових договорів	01.3 К2
прибуток від операцій з цінними паперами, фондовими та товарними деривативами	01.4 К3
прибуток від операцій з землею	01.5 К1
інші доходи, крім визначених у 01.101.5	01.6	19181281,0
Коригування валових доходів, у тому числі:   (± 02.1 ± 02.2 + 02.3)	02	13578013,0
зміна суми компенсації вартості товарів (робіт, послуг)	02.1
самостійно виявлені помилки за результатами минулих податкових періодів	02.2	-4699,0
врегулювання сумнівної (безнадійної) заборгованості	02.3 К4	13582712,0
Скоригований валовий дохід   (01 ± 02)	03	433930696,0
Валові витрати, у тому числі:	04	406764363,0
витрати на придбання товарів (робіт, послуг), крім визначених у 04.11	04.1	275736025,0
убуток балансової вартості запасів	04.2 К1	32339879,0
витрати на оплату праці	04.3	65377338,0
сума страхового збору (внесків) до фондів державного загальнообов'язкового страхування	04.4	23905420,0
сума внесків на довгострокове страхування життя, недержавне пенсійне забезпечення	04.5
сума податків, зборів (обов'язкових платежів), крім визначених у 04.4	04.6 Р1	4159480,0
витрати, пов'язані з виконанням довгострокових договорів	04.7 К2
добровільне перерахування коштів, передача товарів (робіт, послуг)	04.8 Р2
від'ємне значення об'єкта оподаткування попереднього податкового року	04.9
витрати на поліпшення основних фондів та нафтогазових свердловин	04.10 К1	3495144,0
85 % витрат від вартості товарів (робіт, послуг), придбаних у офшорних нерезидентів	04.11 Р3
сума витрат зі страхування (крім витрат з довгострокового страхування життя та недержавного пенсійного забезпечення, зазначених у р. 04.5 декларації)	04.12 K1/1	452022,0
інші витрати, крім визначених у 04.104.12	04.13	1299055,0
Коригування валових витрат, у тому числі:   (± 05.1 ± 05.2 + 05.3)	05	9188309,0
зміна суми компенсації вартості товарів (робіт, послуг)	05.1
самостійно виявлені помилки за результатами минулих податкових періодів	05.2	-126054,0
врегулювання сумнівної (безнадійної) заборгованості	05.3 К4	9314363,0
Скориговані валові витрати     (04± 05)	06	415952672,0
Сума амортизаційних відрахувань	07К1	10712249,0
Об'єкт оподаткування позитивний (+) від'ємний (-) (± 03 - (± 06) - 07)	08	7265775,0
Балансові збитки, не компенсовані прибутками до 01.01.2003	09
Прибуток, звільнений від оподаткування	10К5
Прибуток, що підлягає оподаткуванню, у тому числі: (08 - 09 - 10)	11	7265775,0
за базовою ставкою	11.1	7265775,0
за пільговою ставкою*	11.2
Нарахована сума податку**, у тому числі:	12	1816444,0
за базовою ставкою	12.1	1816444,0
за пільговою ставкою	12.2
Зменшення нарахованої суми податку	13К6	1650893,0
Податкове зобов'язання звітного періоду**	14	165551,0
Сума нарахованого податку за попередній податковий період поточного року	15	33498,0
Сума надміру сплаченого податку минулих податкових періодів (переплати)***	16
Сума податку до сплати (позитивне значення: 14 - 15 - 16)	17	132053,0

2005 рік

ПОКАЗНИКИ	Код рядка	Сума
1	2	3
Валовий дохід від усіх видів діяльності, у тому числі:	01	362415600,0
доходи від продажу товарів (робіт, послуг)	01.1	335796000,0
приріст балансової вартості запасів	01.2 К1	8001900,0
доходи від виконання довгострокових договорів	01.3 К2
прибуток від операцій з цінними паперами, фондовими та товарними деривативами	01.4 К3	100000,0
прибуток від операцій з землею	01.5 К1
інші доходи, крім визначених у 01.101.5	01.6	18517700,0
Коригування валових доходів, у тому числі:   (± 02.1 ± 02.2 + 02.3)	02	37076200,0
зміна суми компенсації вартості товарів (робіт, послуг)	02.1
самостійно виявлені помилки за результатами минулих податкових періодів	02.2	-176100,0
врегулювання сумнівної (безнадійної) заборгованості	02.3 К4	37252300,0
Скоригований валовий дохід   (01 ± 02)	03	399491800,0
Валові витрати, у тому числі:	04	370293100,0
витрати на придбання товарів (робіт, послуг), крім визначених у 04.11	04.1	244768800,0
убуток балансової вартості запасів	04.2 К1	3741000,0
витрати на оплату праці	04.3	59111700,0
сума страхового збору (внесків) до фондів державного загальнообов'язкового страхування	04.4	22376300,0
сума внесків на довгострокове страхування життя, недержавне пенсійне забезпечення	04.5
сума податків, зборів (обов'язкових платежів), крім визначених у 04.4	04.6 Р1	1799700,0
витрати, пов'язані з виконанням довгострокових договорів	04.7 К2
добровільне перерахування коштів, передача товарів (робіт, послуг)	04.8 Р2
від'ємне значення об'єкта оподаткування попереднього податкового року	04.9
витрати на поліпшення основних фондів та нафтогазових свердловин	04.10 К1	2468300,0
85 % витрат від вартості товарів (робіт, послуг), придбаних у офшорних нерезидентів	04.11 Р3
сума витрат зі страхування (крім витрат з довгострокового страхування життя та недержавного пенсійного забезпечення, зазначених у р. 04.5 декларації)	04.12 K1/1	470900,0
інші витрати, крім визначених у 04.104.12	04.13	35556400,0
Коригування валових витрат, у тому числі:   (± 05.1 ± 05.2 + 05.3)	05	11970900,0
зміна суми компенсації вартості товарів (робіт, послуг)	05.1
самостійно виявлені помилки за результатами минулих податкових періодів	05.2	9856200,0
врегулювання сумнівної (безнадійної) заборгованості	05.3 К4	2114700,0
Скориговані валові витрати	06	382264000,0
Сума амортизаційних відрахувань	07К1	12266500,0
Об'єкт оподаткування позитивний (+) від'ємний (-)	08	4961300,0
Балансові збитки, не компенсовані прибутками до 01.01.2003	09
Прибуток, звільнений від оподаткування	10К5
Прибуток, що підлягає оподаткуванню, у тому числі: (08 - 09 - 10)	11	4961300,0
за базовою ставкою	11.1	4961300,0
За пільговою ставкою*	11.2
Нарахована сума податку**, у тому числі:	12	1240300,0
за базовою ставкою	12.1	1240300,0
за пільговою ставкою	12.2
Зменшення нарахованої суми податку	13К6	962800,0
Податкове зобов'язання звітного періоду**	14	277500,0
Сума нарахованого податку за попередній податковий період поточного року	15	276000,0
Сума надміру сплаченого податку минулих податкових періодів (переплати)***	16
Сума податку до сплати (позитивне значення: 14 - 15 - 16)	17	1500,0

Додаток Е

Перелік нарахованих та сплачених податків ВАТ «Дніпропетровськгаз» у 2005 – 2007 роках
Таблиця Д.1

2007 рік

Дата звіту	Назва податку	Код бюджетної класифікації	Сальдо на початок року	Нараховано	Сплачено		Недоїмка	Переплата
					всього	коштами
1.01.2008		13050200	0,00 грн.	444,90 грн.	622,88 грн.	622,88 грн.	0,00 грн.	177,98 грн.
1.01.2008		13050200	0,00 грн.	742,97 грн.	971,00 грн.	971,00 грн.	0,00 грн.	228,03 грн.
1.01.2008		11021000	26 847,00 грн.	40 368,00 грн.	32 969,00 грн.	32 969,00 грн.	0,00 грн.	19 448,00 грн.
1.01.2008		21080900	0,00 грн.	2 356,00 грн.	2 356,00 грн.	2 356,00 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
1.01.2008		12020100	474,05 грн.	72 616,07 грн.	91 126,50 грн.	91 126,50 грн.	0,00 грн.	18 984,48 грн.
1.01.2008		16010200	1 927,80 грн.	11 881,30 грн.	12 000,00 грн.	12 000,00 грн.	0,00 грн.	2 046,50 грн.
1.01.2008		14010100	2 835 763,00 грн.	33 106 120,41 грн.	20 351 436,37 грн.	19 953 689,82 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
1.01.2008		11021000	111 787,34 грн.	-1 315 451,04 грн.	199 222,96 грн.	199 222,96 грн.	0,00 грн.	1 659 513,46 грн.
1.01.2008		11010100	861,49 грн.	4 027,47 грн.	3 165,98 грн.	3 165,98 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
1.01.2008		11010100	0,00 грн.	0,00 грн.	1 175 099,19 грн.	1 175 099,19 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
1.01.2008		24061400	15,00 грн.	242,50 грн.	250,00 грн.	250,00 грн.	0,00 грн.	22,50 грн.
1.01.2008		24150000	591 438,70 грн.	4 844 821,73 грн.	3 751 318,72 грн.	3 691 655,05 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
1.01.2008		21010100	237 800,00 грн.	0,00 грн.	-237 800,00 грн.	-237 800,00 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
1.01.2008		13050200	6 134,69 грн.	40 585,27 грн.	37 832,69 грн.	37 832,69 грн.	0,00 грн.	3 382,11 грн.
1.01.2008		50080200	0,00 грн.	8 619,86 грн.	8 619,86 грн.	8 619,86 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
1.01.2008		50080200	0,00 грн.	4 641,46 грн.	4 641,46 грн.	4 641,46 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
Всього			3 813 049,07 грн.	36 822 016,90 грн.	25 433 832,61 грн.	24 976 422,39 грн.	0,00 грн.	1 703 803,06 грн.

Таблиця Д.2

2006 рік

Дата звіту	Назва податку	Код бюджетної класифікації	Сальдо на початок року	Нараховано	Сплачено		Недоїмка	Переплата
					всього	коштами
1.01.2007		11021000	8 700,00 грн.	3 635,00 грн.	21 782,00 грн.	21 782,00 грн.	0,00 грн.	26 847,00 грн.
1.01.2007		14010800	0,00 грн.	0,00 грн.	279 709,85 грн.	279 709,85 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
1.01.2007		12020100	81,38 грн.	60 025,83 грн.	60 418,50 грн.	60 418,50 грн.	0,00 грн.	474,05 грн.
1.01.2007		16010200	1 844,00 грн.	7 313,40 грн.	7 397,20 грн.	7 397,20 грн.	0,00 грн.	1 927,80 грн.
1.01.2007		14010100	-1 964 822,66 грн.	18 937 642,00 грн.	23 870 281,17 грн.	23 458 517,81 грн.	0,00 грн.	2 835 763,00 грн.
1.01.2007		11021000	183,34 грн.	-101 202,00 грн.	10 402,00 грн.	10 402,00 грн.	0,00 грн.	111 787,34 грн.
1.01.2007		11010100	0,00 грн.	0,00 грн.	861,49 грн.	861,49 грн.	0,00 грн.	861,49 грн.
1.01.2007		11010100	0,00 грн.	0,00 грн.	728 237,56 грн.	728 237,56 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
1.01.2007		24061400	0,00 грн.	165,00 грн.	180,00 грн.	180,00 грн.	0,00 грн.	15,00 грн.
1.01.2007		23030100	0,00 грн.	2 256,79 грн.	2 256,79 грн.	2 256,79 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
1.01.2007		24150000	0,02 грн.	2 531 723,14 грн.	3 123 161,82 грн.	3 123 161,82 грн.	0,00 грн.	591 438,70 грн.
1.01.2007		21010100	237 800,00 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.	237 800,00 грн.
1.01.2007		13050200	9 516,80 грн.	36 913,36 грн.	33 531,25 грн.	33 531,25 грн.	0,00 грн.	6 134,69 грн.
1.01.2007		50080200	0,00 грн.	6 719,59 грн.	6 719,59 грн.	6 719,59 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
1.01.2007		50080200	0,00 грн.	3 618,24 грн.	3 618,24 грн.	3 618,24 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
Всього			-1 706 697,12 грн.	21 488 810,35 грн.	28 148 557,46 грн.	27 736 794,10 грн.	0,00 грн.	3 813 049,07 грн.

Таблиця Д.3

2005 рік

Дата звіту	Назва податку	Код бюджетної класифікації	Сальдо на початок року	Нараховано	Сплачено		Недоїмка	Переплата
					всього	коштами
1.01.2006		11021000	0,00 грн.	39 000,00 грн.	47 700,00 грн.	47 700,00 грн.	0,00 грн.	8 700,00 грн.
1.01.2006		12020100	150,05 грн.	51 685,22 грн.	51 616,55 грн.	51 616,55 грн.	0,00 грн.	81,38 грн.
1.01.2006		16010200	1 846,90 грн.	7 202,90 грн.	7 200,00 грн.	7 200,00 грн.	0,00 грн.	1 844,00 грн.
1.01.2006		13050100	0,00 грн.	419,40 грн.	419,40 грн.	419,40 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
1.01.2006		14010100	0,00 грн.	12 877 088,00 грн.	10 913 023,08 грн.	10 912 265,34 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
1.01.2006		11021000	98 037,54 грн.	327 600,00 грн.	229 745,80 грн.	229 745,80 грн.	0,00 грн.	183,34 грн.
1.01.2006		11010300	0,00 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
1.01.2006		11010100	0,00 грн.	0,00 грн.	681 917,34 грн.	681 917,34 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
1.01.2006		11010100	0,00 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
1.01.2006		24061400	0,00 грн.	180,00 грн.	180,00 грн.	180,00 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
1.01.2006		24150000	0,00 грн.	797 193,37 грн.	797 260,49 грн.	797 193,39 грн.	0,00 грн.	0,02 грн.
1.01.2006		21010100	0,00 грн.	0,00 грн.	237 800,00 грн.	237 800,00 грн.	0,00 грн.	237 800,00 грн.
1.01.2006		13050200	0,00 грн.	0,00 грн.	15 461,46 грн.	15 461,46 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
1.01.2006		13050200	0,00 грн.	24 738,40 грн.	24 738,40 грн.	24 738,40 грн.	0,00 грн.	9 516,80 грн.
1.01.2006		50080200	0,00 грн.	1 683,18 грн.	1 683,18 грн.	1 683,18 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
1.01.2006		50080200	0,00 грн.	3 927,42 грн.	3 927,42 грн.	3 927,42 грн.	0,00 грн.	0,00 грн.
Всього			100 034,49 грн.	14 130 717,89 грн.	13 012 673,12 грн.	13 011 848,28 грн.	0,00 грн.	258 125,54 грн.

Додаток Ж
Таблиця Ж.1

Рівень оплати у 2008 році за постачання газу у Дніпропетровській області населенням по конкуруючим компаніям ВАТ «Дніпропетровськгаз», ВАТ «Дніпрогаз», ВАТ «Криворожгаз»






Таблиця Ж.2

Рівень оплати у 2008 році за постачання газу у Дніпропетровській області бюджетними установами по конкуруючим компаніям ВАТ «Дніпропетровськгаз», ВАТ «Дніпрогаз», ВАТ «Криворожгаз»






Таблиця Ж 3

Рівень оплати у 2008 році за постачання газу у Дніпропетровській області підприємствами топливно-енергетичного комплексу по конкуруючим компаніям ВАТ «Дніпропетровськгаз», ВАТ «Дніпрогаз», ВАТ «Криворожгаз»

1. Реферат Особенности современных систем оплаты труда российский и зарубежный опыт
2. Реферат Краткая характеристика лизинга
3. Реферат Ионизирующие излучения и защита от них
4. Реферат Венценосный журавль
5. Реферат Cовершенствование организации перевозок контейнеров
6. Курсовая Объекты гражданских правоотношений 2
7. Реферат Профилактика наркомании среди молодежи
8. Реферат Взаимосвязь наличного и безналичного денежного оборотов
9. Реферат на тему Интеграция обмена углеводов белков и жиров в организме Транспортные
10. Реферат Статьи о менеджменте