ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТОВ ПО ГАЗИФИКАЦИИ НОВЫХ СТРОИТЕЛЬНЫХ ОБЪЕКТОВ(НА ПРИМЕРЕ ОАО «ГАЗПРОМ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ )

Объектом исследования дипломной работы является ОАО «Газпром Газораспределение Уфа».
Предметом исследования выступают теоретические и практические вопросы оценки экономической эффективности проекта газораспределения.
Цель работы – оценить экономическую эффективность проекта по газификации новых строительных объектов г.Уфы (на примере ОАО «Газпром Газораспределение Уфа»).
...

Введение
1 Анализ деятельности компании ОАО« Газпром газораспределение Уфа»
1.1. Характеристика, история создания компании ОАО« Газпром газораспределение Уфа»
1.2 Анализ производственно хозяйственной деятельности компании ОАО « Газпром газораспределение Уфа»
1.3 Характеристика рынка сбыта продукции и партнеры компании ОАО «Газпром газораспределение Уфа»
2 Теоретические основы оценки проектов газораспределения
2.1 Классификация и характеристика систем газораспределения
2.2 Экономические показатели оценки проектов газораспределения
3 Разработка проекта распределения газа
3.1 Проект газораспределения
3.2 Экономическая эффективность проекта газораспределения
Заключение
Список использованных источников

В соответствии с поставленными целью и задачами построена структура дипломной работы. Она состоит из введения, трех разделов, заключения, списка использованных источников и приложений. В первой главе рассматриваются структура и анализ деятельности предприятия. Во второй главе приведены теоретические основы и классификация систем газораспределения. В третьей главе разрабатывается проект газораспределения и оценивается его экономическая эффективность.
Источниками конкретной информации для проведения исследования являются годовая бухгалтерская отчетность предприятия за 20121 – 2013 гг.: форма №1 «Бухгалтерский баланс»; форма №2 «Отчет о прибылях и убытках»; первичные документы; отчеты об устойчивом развитии ОАО «Газпром Газораспределение Уфа».

Концы футляра должны выводиться на расстояние не менее 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений и коммуникаций, при пересечении стенок газовых колодцев - на расстояние не менее 2 см. Концы футляра должны быть заделаны гидроизоляционным материалом. На одном конце футляра в верхней точке уклона (за исключением мест пересечения стенок колодцев) следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство. В межтрубном пространстве футляра и газопровода разрешается прокладка эксплуатационного кабеля (связи, телемеханики и электрозащиты) напряжением до 60 В, предназначенного для обслуживания газораспределительных сетей. Для строительства газопроводов применяют полиэтиленовые трубы по ГОСТ Р 50838 и соединительные детали по ГОСТ Р 52779 . Прокладка полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,3 МПа включительно на территориях поселений (сельских и городских) и городских округов должны осуществляться с применением труб и соединительных деталей из полиэтилена ПЭ 80 и ПЭ 100 . При прокладке полиэтиленовых газопроводов давлением свыше 0,3 до 0,6 МПа включительно на территориях поселений и городских округов должны использоваться трубы и соединительные детали из полиэтилена ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2. На территории сельских поселений допускается прокладка полиэтиленовых газопроводов с применением труб и соединительных деталей из полиэтилена ПЭ 80 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2 или из полиэтилена ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,6 при глубине прокладки не менее 0,9 м до верха трубы. Коэффициент запаса прочности полиэтиленовых труб и соединительных деталей из полиэтилена ПЭ 80, применяемых для строительства газопроводов вне поселений и городских округов (межпоселковых), должен быть не менее 2,5. При прокладке межпоселковых полиэтиленовых газопроводов давлением до 0,6 МПа включительно допускается применять трубы и соединительные детали из полиэтилена ПЭ 80 и ПЭ 100. Прокладка полиэтиленовых газопроводов с рабочим давлением свыше 0,3 МПа с применением труб из ПЭ 80 разрешается при условии прокладки на глубине не менее 0,9 м до верха трубы. При прокладке межпоселковых полиэтиленовых газопроводов давлением свыше 0,6 до 1,2 МПа включительно должны применяться трубы и соединительные детали из полиэтилена ПЭ 100. При этом глубина прокладки газопроводов должна быть не менее 1,0 м, а при прокладке газопроводов на пахотных и орошаемых землях глубина прокладки должна быть не менее 1,2 м до верха трубы. Прокладка полиэтиленовых газопроводов с давлением свыше 0,6 МПа с применением труб из ПЭ 80 разрешается при условии увеличения глубины прокладки не менее чем на 0,1 м. Для строительства газопроводов давлением свыше 0,6 МПа могут применяться армированные полиэтиленовые трубы и соединительные детали. При этом глубина прокладки должна быть не менее 1,0 м до верха трубы, а при прокладке газопроводов на пахотных и орошаемых землях глубина заложения должна быть не менее 1,2 м до верха трубы. Не допускается прокладка газопроводов из полиэтиленовых труб для транспортирования газов, содержащих ароматические и хлорированные углеводороды, а также паровой фазы СУГ среднего и высокого давления и при температуре стенки газопроводов в условиях эксплуатации ниже минус 20 °С. Применение медных и полиэтиленовых труб для транспортирования жидкой фазы СУГ не допускается. Надземные газопроводы в зависимости от давления следует размещать на опорах из негорючих материалов или по строительным конструкциям зданий и сооружений в соответствии с таблицей 4.Таблица 4- Размещение надземных газопроводовРазмещение надземных газопроводовДавление газа в газопроводе, МПа, не более1 На отдельно стоящих опорах, колоннах, эстакадах, этажерках, а также по стенам производственных зданий, в том числе ГНС и ГНП1,2 (для природного газа); 2 Котельные, производственные здания с помещениями категорий В, Г и Д, общественные и бытовые здания производственного назначения, а также встроенные, пристроенные и крышные котельные к ним:а) по стенам и кровлям зданий:степеней огнестойкости I и II, класса конструктивной пожарной опасности С01,2*степени огнестойкости II, класса конструктивной пожарной опасности С1 и степени огнестойкости III, класса конструктивной пожарной опасности С00,6*б) по стенам зданий:степени огнестойкости III, класса конструктивной пожарной опасности С1, степени огнестойкости IV, класса конструктивной пожарной опасности С00,3*степени огнестойкости IV, классов конструктивной пожарной опасности С1 и С20,13 Жилые, административные и бытовые здания непроизводственного назначения, общественные, в том числе административного назначения, а также встроенные, пристроенные и крышные котельные к ним, складские здания категории В4-Д:по стенам зданий всех степеней огнестойкости0,1**в случаях размещения ПРГШ на наружных стенах зданий (только до ПРГШ)0,3 Подводные и надводные газопроводы в местах пересечения ими водных преград (реки, ручьи, водохранилища, заливы, каналы и т.п.) следует размещать на расстоянии по горизонтали от мостов в соответствии с таблицей 5.Таблица 5 - Пересечение газопроводами водных преград и овраговВодные преградыТип мостаРасстояние по горизонтали между газопроводом и мостом, не менее, м, при прокладке газопровода (по течению)выше мостаниже мостаот надводного газопровода диаметром, ммот подводного газопровода диаметром, ммот надводного газопроводаот подводного газопровода300 и менеесвыше 300300 и мен.свыше 300всех диаметровСудоходные замерзающиеВсех типов75125751255050Судоходные незамерзающиеТо же505050505050Несудоходные замерзающиеМногопролетный75125751255050Несудоходные незамерзающиеТо же202020202020Несудоходные для газопроводов: низкого давления среднего и высокого давленияОдно- и двухпролетный222020210552020520 На подводных переходах следует применять:- стальные трубы с толщиной стенки на 2 мм больше расчетной, но не менее 5 мм;- полиэтиленовые трубы и соединительные детали из ПЭ 100, имеющие стандартное размерное отношение не более SDR 11 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,0. При прокладке газопровода давлением до 1,2 МПа методом наклонно-направленного бурения во всех случаях допускается применять полиэтиленовые трубы из ПЭ 100 с коэффициентом запаса прочности не менее 2,0. На подводных переходах шириной до 25 м, находящихся вне поселений, допускается применение полиэтиленовых труб и соединительных деталей, изготовленных из ПЭ 80 с SDR не более SDR 11 в газопроводах давлением до 0,6 МПа. При прокладке газопровода давлением до 0,6 МПа методом наклонно-направленного бурения во всех случаях допускается применять полиэтиленовые трубы, изготовленные из ПЭ 80 с SDR не более SDR 11. Высоту прокладки надводного перехода газопровода от расчетного уровня подъема воды или ледохода (горизонт высоких вод (ГВВ) или ледохода (ГВЛ) до низа трубы или пролетного строения следует принимать:- при пересечении оврагов и балок - не ниже 0,5 м над ГВВ 5%-ной обеспеченности;- при пересечении несудоходных и несплавных рек - не менее 0,2 м над ГВВ и ГВЛ 2%-ной обеспеченности, а при наличии на реках корчехода - с его учетом, но не менее 1 м над ГВВ 1%-ной обеспеченности (с учетом нагона волны);- при пересечении судоходных и сплавных рек - не менее значений, установленных нормами проектирования для мостовых переходов на судоходных реках.Запорную арматуру следует размещать на расстоянии не менее 10 м от границ перехода или участков, подверженных эрозии или оползням. За границу перехода принимают места пересечения газопроводом горизонта высоких вод с 10%-ной обеспеченностью.Расстояния по горизонтали от мест пересечения подземными газопроводами трамвайных и железнодорожных путей, автомобильных дорог, магистральных улиц и дорог должны быть, не менее, м:- до мостов и тоннелей на железных дорогах общих сетей и внешних железнодорожных подъездных путях предприятий, трамвайных путях, автомобильных дорогах категорий I-III, магистральных улиц и дорог, а также до пешеходных мостов, тоннелей через них - 30, а для внутренних подъездных железнодорожных путей предприятий, автомобильных дорог категорий IV-V и труб - 15;- до зоны стрелочного перевода (начала остряков, хвоста крестовин, мест присоединения к рельсам отсасывающих кабелей и других пересечений пути) - 4 для трамвайных путей и 20 - для железных дорог;- до опор контактной сети - 3.Допускается сокращение указанных выше расстояний по согласованию с организациями, в ведении которых находятся пересекаемые сооружения. Подземные газопроводы всех давлений в местах пересечений с железнодорожными и трамвайными путями, автомобильными дорогами категорий I-IV, а также с магистральными улицами и дорогами следует прокладывать в футлярах. В других случаях вопрос о необходимости устройства футляров решается проектной организацией. Футляры должны быть из неметаллических или стальных труб и соответствовать требованиям к прочности и долговечности. На одном конце футляра следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство. Концы футляров при пересечении газопроводами железных дорог общей сети и внешних подъездных железнодорожных путей предприятий следует выводить на расстояния от них не менее установленных СП 119.13330. При прокладке межпоселковых газопроводов в стесненных условиях и газопроводов на территории поселений разрешается уменьшение этого расстояния до 10 м при условии установки на одном конце футляра вытяжной свечи с устройством для отбора проб, выведенной на расстояние не менее 50 м от подошвы насыпи, выемки земляного полотна (оси крайнего рельса на нулевых отметках). При пересечении подземными газопроводами концы футляров должны располагаться на расстоянии:- не менее 2 м от подошвы земляного полотна (оси крайнего рельса на нулевых отметках) трамвайного пути, внутренних подъездных железнодорожных путей предприятий;- не менее 2 м от бордюра, обочины, подошвы откоса насыпи автомобильных дорог, магистральных улиц и дорог;- не менее 3 м от края водоотводных сооружений (кювета, канавы, резерва). В других случаях концы футляров должны располагаться на расстоянии:- не менее 2 м от крайнего рельса трамвайного пути и внутренних подъездных железнодорожных путей предприятий, а также от края проезжей части улиц;- не менее 3 м от края водоотводного сооружения дорог (кювета, канавы, резерва), но не менее 2 м от подошвы насыпей. При пересечении газопроводами железных дорог общей сети и внешних подъездных железнодорожных путей предприятий глубина укладки газопровода должна соответствовать требованиям СП 119.13330. В остальных случаях глубина укладки газопровода от подошвы рельса или верха покрытия дороги и магистральных улиц и дорог от подошвы насыпи до верха футляра должна соответствовать требованиям безопасности, но быть не менее, м:- 1,0 – при проектировании прокладки открытым способом;- 1,5 – при проектировании прокладки методом продавливания или наклонно-направленного бурения и щитовой проходки;- 2,5 – при проектировании прокладки методом прокола. При проектировании прокладки газопровода иными методами глубину укладки газопровода принимают с учетом требований технико-эксплуатационной документации и обеспечения безопасности. Прокладка газопроводов в теле насыпей дорог и магистральных улиц не допускается, за исключением оговоренных случаев. Толщина стенок труб стального газопровода при пересечении им железнодорожных путей общего пользования должна на 2-3 мм превышать расчетную, но не менее 5 мм на расстояниях 50 м в каждую сторону от подошвы откоса насыпи или оси крайнего рельса на нулевых отметках. Для полиэтиленовых газопроводов на этих участках и пересечениях автомобильных дорог категорий I-III, магистральных улиц и дорог должны применяться трубы и соединительные детали с SDR не более SDR 11 с коэффициентом запаса прочности не менее 3,2 для газопроводов, прокладываемых на территориях поселений и городских округов, и не менее 2,5 и 2,0 - для межпоселковых газопроводов из ПЭ 80 и ПЭ 100 соответственно.2.2 Экономические показатели оценки проектов газораспределенияСтоимость проекта газоснабжения складывается из стоимости оборудования, материалов, монтажных работ, испытаний и работ по документальному оформлению (проектная и исполнительная документация), и зависит от следующих факторов:1) суммарное количество подключаемых домов;2) количество и мощность газовых приборов в каждом доме;3) протяженность намечаемых газопроводов (метров);4) геологические условия по трассе газопровода (грунты, подземные коммуникации, железные и автомобильные дороги, стеснённые условия и т.д.). Снизить издержки по подключению природного газа можно несколькими способами:- снизить теплопотери отапливаемых зданий пассивными способами (утепление конструкций), сократив тем самым мощность газопотребляющего оборудования (котлов);- применить современные  энергоэффективные отопительные установки (например, котлы конденсационного типа);- выполнить проектирование и строительство подводящего газопровода совместно с соседними землепользователями (многие собственники экономят тем самым до 40% общей стоимости газификации);- оптимально выбрать трассу намечаемого газопровода и способ его прокладки. Экономические показатели оценки проекта газораспределенияМетод чистой дисконтированной доходности основан на сопоставлении дисконтированной стоимости денежных поступлений (инвестиций), генерируемых предприятием в течение прогнозируемого периода. Целью данного метода является выявление реального размера прибыли, который может быть получен организацией вследствие реализации данного инвестиционного проекта.Чистый дисконтированный доход количественно определяется несколькими способами:— текущая стоимость денежных доходов минус текущая стоимость денежных затрат (за исключением затрат на финансирование), дисконтированных с использованием средневзвешенной цены заемного и собственного капитала;— текущая стоимость денежных притоков к акционерам минус текущая стоимость денежных оттоков от акционеров, дисконтированных по ставке, равной издержкам упущенных возможностей;— текущая стоимость экономической прибыли, дисконтированной по ставке, равной издержкам упущенных возможностей.Все три подхода раскрывают экономическую суть чистой текущей стоимости. Показатель чистой приведенной стоимости рассчитывается по формуле (2.1):(2.1)где CF — дисконтированный поток денежных средств; IC — первоначальные инвестиции (в нулевой период); t — год расчета; r — ставка дисконтирования, равная средневзвешенной стоимости капитала (WACC);  — период дисконтирования. Данная модель предполагает наличие условий:–объем инвестиций принимается как завершенный;–объем инвестиций принимается в оценке на момент проведения анализа;– процесс отдачи начинается после завершения инвестиций.В качестве ставки дисконтирования  может использоваться:– кредитная ставка банка;– средневзвешенная стоимость капитала;– альтернативная стоимость капитала;– внутренняя норма доходности.Индекс доходности (прибыльности) инвестиций Индекс доходности инвестиций — это доход на единицу вложенных средств. Он определяется как отношение текущей стоимости денежного потока доходов к текущей стоимости инвестиционных затрат по формуле (2.2):(2.2)В отличие от чистой дисконтированной стоимости индекс рентабельности представляет собой относительный показатель: он характеризует уровень доходов на единицу затрат, т. е. эффективность вложений — чем больше значение этого показателя, тем выше отдача каждой гривни, инвестированной в данный проект. Благодаря этому критерий  очень удобен при выборе одного проекта из ряда альтернативных, имеющих близкие значения  (в частности, если два проекта имеют одинаковые значения , но разные объемы требуемых инвестиций, то очевидно, что выгоднее тот из них, который обеспечивает большую эффективность вложений), либо при комплектовании портфеля инвестиций с целью максимизации суммарного значения .Чем выше показатель доходности, тем предпочтительнее проект. Если индекс равен 1 и ниже, то проект едва ли отвечает или даже не отвечает минимальной ставке доходности (на практике индекс, близкий к единице, в некоторых случаях приемлем). Индекс, равный 1, соответствует нулевой чистой текущей стоимости.Модифицированный индекс рентабельности Модифицированный индекс рентабельности отражает увеличение богатства инвесторов на единицу стартовых обязательств. Если инвестиции поступают в виде потока, то по формуле (2.3):(2.3)где  — инвестиционные затраты в периоды .Стартовые обязательства инвестиционного проекта — это необходимые стартовые инвестиции плюс дополнительная сумма, которую необходимо отложить в начале периода, для того чтобы накопить необходимые денежные суммы для дополнительных инвестиций в последующие периоды.Внутренняя норма доходности (прибыли) Внутренняя норма доходности инвестиций — это дисконтная ставка, при которой текущая стоимость чистых денежных потоков равна текущей стоимости инвестиций по проекту,рассчитаем по формуле (2.4)(2.4), при котором .То есть внутренняя ставка доходности — это уровень доходности, который в применении к поступлениям от инвестиций в течение жизненного цикла дает нулевую чистую текущую стоимость:Внутренняя норма доходности характеризует максимальную стоимость капитала для финансирования инвестиционного проекта.Модифицированная внутренняя норма прибыли (MIRR)Модифицированная внутренняя норма прибыли — это ставка дисконтирования, которая приравнивает будущую стоимость чистых денежных потоков за период проекта, рассчитанную по ставке финансирования (цене капитала), к текущей стоимости инвестиций по проекту, рассчитанной по ставке финансирования (цене капитала) по формуле (2.5):(2.5)где  — отток средств в периоде ;  — приток средств в периоде ;  — ставка финансирования;  — продолжительность проекта.Модифицированная внутренняя норма прибыли определяется по формуле:Поскольку , то проект принимается.Период окупаемости первоначальных инвестиций Период окупаемости первоначальных инвестиций (затрат) - это период времени, необходимый для поступления денежных средств от вложенного капитала в размере, позволяющем возместить первоначальные денежные расходы. Показатель текущей окупаемости определяет минимально необходимый период для инвестиции, чтобы была обеспечена ставка доходности, измеряемый в месяцах, кварталах и годах. Моментом окупаемости называется тот момент времени в расчетном периоде, после которого текущий чистый доход становится положительным.Этот метод является наиболее простым и потому широко распространенным. Он не предполагает процедур дисконтирования денежных поступлений. Алгоритм расчета срока окупаемости (Payback Period, PP) зависит от равномерности распределения прогнозируемых доходов от инвестиций. Если размер ожидаемого дохода равномерно распределен по годам (периодам), то срок окупаемости рассчитывается по нижеприведенной формуле.Показатель окупаемости (PP) равен отношению исходных инвестиций  к величине годового притока  наличности за период возмещения  по формуле (2.6)(2.6)(Если рассчитанный период окупаемости меньше максимально приемлемого, то проект принимается, если нет — отвергается. При сравнении инвестиционных проектов наилучшим считается вариант с наименьшим сроком окупаемости инвестиций.Если поступления по годам различаются, то срок окупаемости рассчитывается прямым подсчетом числа лет, за которые кумулятивный доход будет равен размеру начальных инвестиций.Коэффициент эффективности инвестиций Метод расчета средневзвешенной ставки рентабельности (или учетная доходность, коэффициент эффективности инвестиций — не предполагает дисконтирования денежных потоков и равен отношению среднегодовой ожидаемой чистой прибыли к среднегодовому объему инвестиций.