Инновационная деятельность предприятия на рынке газовой промышленности

В ходе анализа были получены данные, подтверждающие достаточную обеспеченность оборотными средствами предприятия, чтобы погасить срочные обязательства т.к. коэффициент текущей ликвидности 3,49 при норме > 2.

Основные средства на 1.01.08. составили 909 тыс. руб.. увеличение на 728 тыс. руб. по сравнению с 2006 годом говорит о темпе развития производства в 14,7%.

Финансовое состояние предприятия является финансово-устойчивым, стабильным. Расчет показывает, что в течение 2007 года предприятие было среднерентабельным, быстроокупаемым.

Рентабельность продукции составила 12,5%, а основной деятельности

14,3%, коэффициент окупаемости 1,23.

Коэффициент обеспеченности собственными средствами составил 0,71, что больше 0,1 по нормативу, следовательно, структура баланса признается удовлетворительной, а предприятие платежеспособным и финансово-устойчивым.

Значение коэффициента утраты платежеспособности >1,  у предприятия реальная возможность не утратить свою платежеспособность в течение трех месяцев.

Наряду с положительными результатами работы предприятия следует отметить и отрицательные.

Дебиторская задолженность на 1.01.08 г. составляет 1390 тыс. руб. (по сравнению с 1.01.07 г. возросла на 1227 тыс. руб.). Это  говорит о том,  что указанная сумма не востребована и не имеет оборота.

Запасы предприятия имеют постоянный остаток, так на 1.01.08 г. составили 5009 тыс. руб., это снижает их оборачиваемость и затрудняет учет, создает проблемы со сбытом и значительными складскими расходами на их содержание.

Коэффициент финансовой зависимости 1,34 при норме 1, рост его в динамике означает увеличение доли заемных средств в финансировании организации и тем самым увеличивает зависимость от заемного капитала.

В 2008 году политика предприятия направлена на стимулирование сбыта товарных запасов со склада и ликвидирование дебиторской задолженности за счет факторинга.

Полученные денежные средства будут направлены на финансирование инновационного проекта.

 

 

3. РАЗРАБОТКА И ФИНАНСИРОВАНИЕ ИННОВАЦИОННОГО

ПРОЕКТА                                                                       

3.1. Описание проекта

Добываемый в России природный газ поступает в магистральные газопроводы, объединенные в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России. ЕСГ является крупнейшей в мире системой транспортировки газа и представляет собой уникальный технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа. ЕСГ обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя. Благодаря централизованному управлению, большой разветвленности и наличию параллельных маршрутов транспортировки, ЕСГ обладает существенным запасом надежности и способна обеспечивать бесперебойные поставки газа даже при пиковых сезонных нагрузках. Протяженность ЕСГ составляет 155 тыс. км. В нее входят 268 компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 44,8 млн. кВт.

Единая система газоснабжения России принадлежит «Газпрому». При формировании газотранспортной системы «Газпрома» в 70-80-х гг. прошлого века в нее был заложен значительный запас прочности. По состоянию на 31 декабря 2006 г., средний срок эксплуатации магистральных газопроводов составляет 23 года. Стабильность их функционирования обеспечивается благодаря внедрению прогрессивных методов диагностики, проведению планово-предупредительных и ремонтных работ. Объективным свидетельством этому является снижение количества технических отказов на газопроводах с 25 в 2005 г. и до 22 в 2006 г.

«Газпром» реализует Комплексную программу реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа и компрессорных станций подземных хранилищ газа на 2007-2010 гг., которая была разработана в связи с окончанием срока действия подобной программы на период 2002-2006 гг.

Выполненный объем работ в рамках Комплексной программы на 2002-2006 годы позволил предотвратить снижение мощности газотранспортной системы (ГТС) на 16 млрд. куб. м, обеспечить прирост мощности (ГТС) на 2,3 млрд. куб. м, уменьшить уровень выбросов оксидов азота на 5,8 тыс. тонн в год, углекислого газа – на 2,4 млн. тонн в год. Проведенная реконструкция в значительной степени способствовала увеличению средней суточной производительности подземных хранилищ газа (ПХД) в период отбора «декабрь-февраль» на 39,8 млн. куб. м.

Основными целями Комплексной программы на 2007–2010 годы являются повышение эффективности ГТС, обеспечение транспортировки планируемых потоков газа и надежности работы ГТС, а также повышение промышленной и экологической безопасности объектов газотранспортной системы.

Основными задачами реконструкции объектов ГТС до 2010 года определены:

• ликвидация «узких» мест в газотранспортной системе с учетом существующей и перспективной загрузки газопроводов;
• поддержание достигнутого уровня технически возможной производительности газотранспортной системы путем проведения комплексной реконструкции компрессорных станций и линейной части газопроводов;
• повышение производительности участков газотранспортной системы для создания запаса, необходимого для проведения работ по капитальному ремонту газопроводов в оптимальных объемах;
• повышение гибкости и маневренности работы газотранспортной системы путем строительства межсистемных перемычек;
• подготовка газопроводов к проведению внутритрубной диагностики;
• повышение надежности газоснабжения потребителей путем реконструкции газопроводов-отводов и газораспределительных станций;
• поддержание достигнутых показателей ПХГ с высокой степенью их надежности на базе высокоэффективного оборудования;
• дальнейшее наращивание показателей эффективности ПХГ.

В рамках реализации Комплексной программы на 2007-2010 годы, в частности, планируется:

• реконструировать около 5 тыс. км газопроводов различных диаметров;
• заменить и/или модернизировать более 500 газоперекачивающих агрегатов;
• реконструировать более 300 газораспределительных станций и свыше 900 км газопроводов-отводов.

Сегодня Единая система газоснабжения загружена полностью. «Газпром» добыл в 2006 г. 547,9 млрд. куб. м природного газа. В 2006 году в ЕСГ поступило всего 699,7 млрд. куб. м с учетом газа независимых производителей и производителей из государств Средней Азии.

Уже сегодня пропускную способность ЕСГ нужно увеличить на 35 млрд. куб. м. Необходимо наращивать ее и в будущем. Это связано с перспективой увеличения добычи газа российскими производителями. К 2020 г. «Газпром» планирует добывать от 580 до 590 млрд. куб. м газа, независимые производители – до 170 млрд. куб. м. «Газпром» заинтересован в развитии рынка газа и увеличении объемов добычи независимыми производителями. Это позволит удовлетворить платежеспособный спрос российских потребителей и выполнить международные обязательства России по поставкам природного газа.

Тариф на транспортировку газа по магистральным газопроводам ОАО «Газпром» для независимых производителей устанавливается Федеральной службой по тарифам (ФСТ) РФ.

До 1 августа 2006 года единый тариф был определен на уровне 23,84 руб. за прокачку 1 тыс. куб. м газа на 100 км. С 1 августа 2006 года действует новая методика дифференцированного образования тарифа, в соответствии с которой ставка складывается из двух частей: первая (плата за работу по перемещению 1 тыс. куб. м газа на 100 км) составляет 5,28 руб., вторая (плата за пользование магистральными газопроводами, в рублях за 1 тыс. куб. м) утверждается в зависимости от места входа газа в газотранспортную систему и выхода из нее.

В настоящее время тариф не окупает затраты Газпрома на поддержание работы ЕСГ – не покрывает расходы на модернизацию газотранспортной системы и хранение газа в подземных хранилищах, а также затраты на расширение хранилищ.

Согласно Решению Правления ФСТ от 26 декабря 2006 года и Приказу ФСТ №474-э/2 от 26 декабря 2006 года с 1 марта 2007 года тариф на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам ОАО «Газпром» для независимых организаций, а также на услуги по транспортировке газа, реализуемого Газпромом и его аффилированными лицами по свободным (нерегулируемым) ценам, будет увеличен на 15%.

Основные показатели доступа независимых производителей газа к газотранспортной системе

Годы	2001	2002	2003	2004	2005
Количество компаний	24	33	30	33	31
Объём транспорти-ровки, млрд. куб. м	92,4	103,6	95,4	99,9	114,9

 

Подземные хранилища газа (ПХГ) являются неотъемлемой частью Единой системы газоснабжения России и расположены в основных районах потребления газа. Использование ПХГ позволяет регулировать сезонную неравномерность потребления газа, снижать пиковые нагрузки в ЕСГ, обеспечивать гибкость и надежность поставок газа. Сеть ПХГ обеспечивает в отопительный период до 20% поставок газа российским потребителям, а в дни резких похолоданий эта величина достигает 30%.

На территории Российской Федерации расположены 24 подземных хранилища газа, из которых 7 сооружены в водоносных структурах и 17 – в истощенных месторождениях.

Расширение мощностей ПХГ – одна из стратегических задач «Газпрома». Затраты на создание мощностей подземного хранения газа для регулирования сезонной неравномерности в 57 раз ниже затрат на создание соответствующих резервных мощностей в добыче и транспорте газа.

На территории России ведется строительство трех объектов подземного хранения газа: в водоносной структуре Удмуртского резервирующего комплекса, в каменной соли Калининградского и Волгоградского ПХГ. Волгоградское ПХГ будет крупнейшим в Европе и первым в России подземным хранилищем в солях с объемом активного газа 800 млн. куб. м и суточной производительностью 70 млн. куб. м.

«Газпром» также хранит газ в ПХГ за рубежом. Компания является совладельцем ПХГ «Реден» (Германия), крупнейшего в Европе. В июле 2005 г. подписано лизинговое соглашение с компанией «Витол» о доступе в течение пяти лет к 50% мощностей ПХГ «Хамбли Гроув» на юге Великобритании. Компания использует также ПХГ на Украине, в Латвии, Австрии, ведет строительство новых мощностей в Бельгии и Австрии.

В связи с вышесказанным, для повышения эффективности транспортировки газа необходимо одним из направлений принять совершенствование системы маслоснабжения.

Для этого на ЗАО «Экотоп» и других предприятиях такого типа конструируется и изготавливается маслозаправочная установка (МЗУ).

 

3.2. Исходные данные для проекта

В настоящее время реализуется Комплексная программа реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа, дожимных компрессорных станций и компрессорных станций подземного хранения газа на 2007-2010 годы.

На действующих КС, ДКС, КС ПХГ, не вошедших в план реконструкции, существует стационарная система маслообеспечения ГПА, включающая в себя:

• склад ГСМ и оборудование, обвалование склада;
• насосная склада ГСМ и оборудование насосной;
• маслопроводы от склада ГСМ до насосной склада;
• коллектора маслопроводов с системой обогрева от насосной до последнего ГПА КС;
• маслопроводы с системой обогрева от коллектора к каждому ГПА;
• эстакады на свайных основаниях;
• электрооборудование и автоматика.

Как известно, к капитальным затратам на строительно-монтажные работы и оборудование стационарной системы маслоснабжения ГПА, для обеспечения эксплуатационной долговечности трубопроводов и оборудования, добавляются эксплуатационные затраты на ремонтно-техническое  обслуживание  и капитальный ремонт системы маслоснабжения. При строительстве новых компрессорных станций (КС) применяются газоперекачивающие агрегаты (ГПА) нового поколения, в состав которых входят газотурбинные двигатели (ГТД) и центробежные нагнетатели (ЦБН) с пониженным расходом масла. Для экономия капитальных вложений были разработаны проекты компрессорных станций без стационарного склада масел и цеховых маслопроводов.

Впервые проект компрессорной станции без стационарной системы маслопроводов разработки ОАО «Гипроспецгаз» был реализован в ООО «Лентрансгаз» на КС «Смоленская» магистрального газопровода Ямал-Европа.

Для дозаправки маслобаков двигателя и нагнетателя в проект была заложена маслозаправочная установка (МЗУ), которая ранее не применялась на объектах ОАО «Газпром».

Разработкой конструкторской документации а изготовлением маслозаправочной установки (МЗУ) занималось предприятие ЗАО «Экотоп». 

Однако, несмотря на высокую эффективность применений дайной установки, она не решает весь комплекс  системы маслоснабжения КС, ДКС, КС ПХГ (так как предназначена только для пополнения безвозвратных потерь масла), а именно при проведении  регламентных работ и капитального ремонта ГПА возникает необходимость опрожнения  маслобаков (чистого, кондиционного масла). При этом, как правило, слив масла производится в дренажные емкости с последующей его утилизацией. С экономической точки зрения это не целесообразно.