# Постановление Правительства КР от 16 марта 2006 года №172 " О проекте Программы реорганизации открытого акционерного общества "Кыргызгаз" и приватизации государственных пакетов акций образуемых газораспределительных компаний"

- Полное наименование: Постановление Правительства КР от 16 марта 2006 года №172 " О проекте Программы реорганизации открытого акционерного общества "Кыргызгаз" и приватизации государственных пакетов акций образуемых газораспределительных компаний"
- Вид акта: Постановление
- Номер: 172
- Дата принятия: 16.03.2006
- Статус: Утратил силу
- Редакция от: 15.03.2008
- Язык текста: русский
- Страница на aqlex: <https://aqlex.ai/doc/57229>
- Официальный источник: <https://cbd.minjust.gov.kg/7-11261/edition/326098/ru>
- Текст на другом языке (Markdown): <https://aqlex.ai/kg/doc/57229.md>

> Текст приведён по редакции от 15.03.2008 по данным официального источника. Это не юридическая консультация: для юридически значимых действий сверяйтесь с официальной публикацией.
>
> Как ссылаться: Постановление Правительства КР от 16 марта 2006 года №172 " О проекте Программы реорганизации открытого акционерного общества "Кыргызгаз" и приватизации государственных пакетов акций образуемых газораспределительных компаний" (ред. от 15.03.2008) - https://aqlex.ai/doc/57229

---

УТРАТИЛО СИЛУ

в соответствии с постановлением Правительства КР

от 15 марта 2008 года № 86

г.Бишкек, Дом Правительства

от 16 марта 2006 года № 172

ПОСТАНОВЛЕНИЕ ПРАВИТЕЛЬСТВА КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

О проекте Программы реорганизации открытого

акционерного общества "Кыргызгаз" и приватизации

государственных пакетов акций образуемых

газораспределительных компаний

В соответствии с законами Кыргызской Республики "Об энергетике",

"О приватизации государственной собственности в Кыргызской Республике",

"Об акционерных обществах", в целях обеспечения эффективного развития

объектов газовой отрасли Кыргызской Республики Правительство Кыргызской

Республики постановляет:

1. Одобрить проект Программы реорганизации открытого акционерного

общества "Кыргызгаз" и приватизации государственных пакетов акций обра-

зуемых газораспределительных компаний, разработанный с учетом замечаний

и предложений депутатов Жогорку Кенеша Кыргызской Республики.

2. Направить проект Программы реорганизации открытого акционерного

общества "Кыргызгаз" и приватизации государственных пакетов акций обра-

зуемых газораспределительных компаний на утверждение Жогорку Кенеша

Кыргызской Республики.

3. Назначить председателя Государственного комитета Кыргызской

Республики по управлению государственным имуществом официальным предс-

тавителем Правительства Кыргызской Республики при рассмотрении указан-

ной Программы Жогорку Кенешем Кыргызской Республики.

4. Отозвать Программу реорганизации и приватизации газовой отрасли

в Кыргызской Республике и Финансовую модель функционирования акционер-

ного общества "Кыргызгаз", направленные на рассмотрение Жогорку Кенеша

Кыргызской Республики в соответствии с постановлением Правительства

Кыргызской Республики от 22 ноября 2002 года № 797 "О Программе реорга-

низации и приватизации газовой отрасли в Кыргызской Республике и Финан-

совой модели функционирования акционерного общества "Кыргызгаз".

5. Признать утратившим силу постановление Правительства Кыргызской

Республики от 22 ноября 2002 года № 797 "О Программе реорганизации и

приватизации газовой отрасли в Кыргызской Республике и Финансовой моде-

ли функционирования акционерного общества "Кыргызгаз".

Премьер-министр Ф.Кулов

Проект

Одобрена

постановлением Правительства

Кыргызской Республики

от 16 марта 2006 года № 172

ПРОГРАММА

реорганизации открытого акционерного общества

"Кыргызгаз" и приватизации государственных пакетов

акций образуемых газораспределительных компаний

1. Введение

Настоящая Программа реорганизации открытого акционерного общества

"Кыргызгаз" и приватизации государственных пакетов акций образуемых га-

зораспределительных компаний (далее - Программа) создает предпосылки и

основу для дальнейшего эффективного развития объектов газового обеспе-

чения Кыргызской Республики путем привлечения эффективных собственников

и частных инвестиций.

Существующая газопроводная сеть Кыргызстана имеет общую протяжен-

ность 2923,8 км, из них 708,7 км - магистральные газопроводы, 590,8 км

- газопроводы среднего давления, 1624,3 км - газопроводы низкого давле-

ния.

Текущее состояние газового обеспечения республики находится в неу-

довлетворительном состоянии вследствие изношенности газопроводов и тре-

бует безотлагательного проведения ремонтно-восстановительных работ. На

отдельных участках газопроводы находятся в предаварийном состоянии. Ес-

тественный монополист и оператор по поставкам газа - открытое акционер-

ное общество "Кыргызгаз" (далее - ОАО "Кыргызгаз") несет значительные

убытки на операциях по транспортировке и распределению газа. Капиталь-

ный ремонт и капитальное строительство ОАО "Кыргызгаз" выполняются в

связи с острой необходимостью, когда оборудование и газопроводы выходят

из строя.

Высокие технические и коммерческие потери, низкий уровень сбора

платежей за реализованный газ приводят к дефициту денежных средств и

ограниченности финансовых возможностей ОАО "Кыргызгаз" для проведения

ремонтно-восстановительных работ и модернизации газопроводов.

Принимаемые ОАО "Кыргызгаз" меры по повышению эффективной деятель-

ности газового обеспечения Кыргызской Республики, сокращению потерь,

снижению дебиторской задолженности и увеличению сбора платежей не дают

положительных результатов ввиду отсутствия необходимых финансовых вло-

жений на проведение требуемых мероприятий.

С учетом ограниченных финансовых возможностей одним из основных

направлений развития данной сферы видится в привлечении прямых инвести-

ций из частного сектора.

При этом ставится задача на основе привлечения прямых инвестиций -

повышение эффективности деятельности газовых компаний.

В настоящее время акции ОАО "Кыргызгаз" распределены:

- 9,91% простых акций реализовано на специализированном купонном

аукционе;

- 8% простых акций переданы Социальному фонду Кыргызской Республи-

ки;

- 82,09% простых акций находятся в собственности государства.

Информация о финансово-хозяйственной деятельности ОАО "Кыргызгаз"

за 2001-2005 годы приведена в приложении N 1 к настоящей Программе.

2. Цели и задачи Программы

Основной целью реорганизации ОАО "Кыргызгаз" и приватизации госу-

дарственных пакетов акций образуемых газораспределительных компаний яв-

ляется:

- повышение эффективности функционирования объектов газового обес-

печения;

- реабилитация физически изношенной системы газоснабжения;

- обеспечение строительства новых участков газопровода и других

объектов;

- формирование и повышение дисциплины договорных, рыночных отноше-

ний в системе платежей и расчетов за предоставленные услуги;

- сбалансированное и бесперебойное газоснабжение потребителей

внутреннего рынка.

Достижение обозначенных целей возможно через решение задач:

- привлечение в газовую отрасль эффективных собственников, прямых

инвестиций и инновационных технологий;

- четкое разграничение прав и ответственности собственников в гра-

ницах их хозяйственной деятельности;

- создание финансово-обеспеченных самостоятельных предприятий,

способных покрывать свои текущие затраты и производить капиталовложения

в производство.

3. План реорганизации и приватизации объектов

газового хозяйства

Для достижения намеченных целей в газовом хозяйстве, в котором ос-

новным собственником является государство, реорганизация монополиста

будет произведена по следующей схеме:

| \---------------- | ОАО "Кыргызгаз" | \--------------- |
| --- | --- | --- |

v v v

| ОАО |  | ОАО |  | ОАО |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| "Кыргызтрансгаз" |  | "Севергаз" |  | "Юггаз" |
| Транспортировка, |  | Распределение и продажа |  | Распределение и |
| поставка и реализация |  | природного газа |  | продажа природного |
| природного газа |  |  |  | газа |

ОАО "Кыргызтрансгаз" - газотранспортирующая компания на территории

Кыргызской Республики;

ОАО "Севергаз" - газораспределительная компания на севере респуб-

лики;

ОАО "Юггаз" - газораспределительная компания на юге республики.

После утверждения Программы Жогорку Кенешем Кыргызской Республики

и до начала реорганизации ОАО "Кыргызгаз" Государственный комитет Кыр-

гызской Республики по управлению государственным имуществом с заинтере-

сованными сторонами обеспечит подготовку необходимых материалов по соз-

данию акционерных обществ.

Национальное агентство Кыргызской Республики по антимонопольной

политике и развитию конкуренции обеспечит разработку и внедрение соот-

ветствующих "правил доступа" к сети транспортировки, с тем, чтобы расп-

ределительные компании могли должным образом проследить прохождение по-

токов газа через сети ОАО "Кыргызтрансгаз".

Между образуемыми акционерными обществами будет разделено имущест-

во, установлены границы раздела ответственности на газораспределитель-

ных станциях (далее - ГРС).

Необходимо разработать и проводить эффективную политику по тарифу,

включающую:

- среднесрочную тарифную политику, отражающую фактическую себесто-

имость газа, стоимость его транспортировки, общие потери (согласно нор-

мативам), размер эксплуатационных затрат и капитальных затрат, рента-

бельность;

- программу для постепенного сокращения ценовых скидок, чтобы в

среднесрочном плане все компании покрывали затраты на скидки и льготы.

Конвертация акций акционеров ОАО "Кыргызгаз" на акции вновь обра-

зуемых в результате его реорганизации самостоятельных акционерных об-

ществ будет производиться в соответствии с Положением о конвертации ак-

ций при реорганизации акционерных обществ, утвержденным постановлением

Государственной комиссии при Правительстве Кыргызской Республики по

рынку ценных бумаг от 6 ноября 2001 года N 91 (зарегистрировано в Ми-

нистерстве юстиции Кыргызской Республики 6 декабря 2001 года, регистра-

ционный номер 199-01).

В целях обеспечения бесперебойных поставок природного газа в рес-

публику, на начальном этапе реорганизации ОАО "Кыргызгаз", ОАО "Кыр-

гызтрансгаз" будет ответственным за заключение договоров по поставке и

транспортировке природного газа. При этом распределительные компании по

реализации газа для обеспечения собственных нужд могут напрямую заклю-

чать договоры с поставщиками газа.

3.1. ОАО "Кыргызтрансгаз"

На базе Северного управления магистральных газопроводов (СУМГ),

Южного управления магистральных газопроводов (ЮУМГ), Кыргызского пуско-

наладочного участка (КПНУ), Автотранспортного предприятия (АТП) созда-

ется открытое акционерное общество "Кыргызтрансгаз". В собственность

ОАО "Кыргызтрансгаз" перейдут магистральные газопроводы, газопроводы

высокого давления и отдельные линии газопроводов среднего давления.

Основные функции ОАО "Кыргызтрансгаз":

- заключение договоров по поставке природного газа для Кыргызской

Республики;

- реализация природного газа на внутреннем рынке промышленным

предприятиям, газораспределительным компаниям;

- транспортировка природного газа для распределительных компаний,

до границ раздела собственности на газораспределительных станциях

(ГРС), и отдельных промышленных потребителей;

- оказание услуг по транспортировке природного газа по магистраль-

ному газопроводу;

- эксплуатация и обслуживание газопроводных магистралей и оборудо-

вания.

Государственный пакет акций ОАО "Кыргызтрансгаз" не подлежит при-

ватизации. В целях привлечения инвестиций в систему транспортировки га-

за, в установленном законодательством Кыргызской Республики порядке,

возможно создание совместного предприятия, передача части активов ОАО

"Кыргызтрансгаз" в аренду, концессию или передача в доверительное уп-

равление государственного пакета акций потенциальному стратегическому

инвестору.

3.2. ОАО "Севергаз" и ОАО "Юггаз"

На базе управлений газовых хозяйств акционерного общества "Кыргыз-

газ" создаются следующие газораспределительные компании:

1. ОАО "Севергаз" - на базе Чуйского и Бишкекского управлений га-

зовых хозяйств.

2. ОАО "Юггаз" - на базе Ошского, Жалалабадского и Баткенского уп-

равлений газовых хозяйств.

В собственность газораспределительных компаний перейдут газопрово-

ды низкого давления и отдельные линии газопроводов высокого и среднего

давления, в результате чего будет обеспечено их дальнейшее эффективное

функционирование.

Участки и линии труб высокого и среднего давления, подлежащие пе-

редаче газораспределительным компаниям, будут определены соответствую-

щей комиссией по составлению разделительных балансов.

Основные функции ОАО "Севергаз":

- осуществление покупки газа непосредственно у ОАО "Кыргызтранс-

газ" или внешних поставщиков природного газа;

- реализация природного газа конечным потребителям;

- оказание услуг по транспортировке природного газа.

Основные функции ОАО "Юггаз":

- осуществление покупки газа непосредственно у ОАО "Кыргызтранс-

газ" или у внешних поставщиков природного газа;

- реализация природного газа конечным потребителям;

- оказание услуг по транспортировке природного газа для внутренне-

го поставщика (ОАО "Кыргызнефтегаз"), потребителей природного газа, и

также по отводам газопровода "Урсатьевская-Фергана".

Государственные пакеты акций распределительных компаний в дальней-

шем подлежат приватизации или передаче в доверительное управление.

Имущество может быть передано в концессию потенциальному инвестору

в установленном законодательством Кыргызской Республики порядке.

3.3. Сжиженный газ, автомобильные газонакопительные компрессорные

станции и Торговый дом "Газ-Жалын"

После утверждения Программы Жогорку Кенешем Кыргызской Республики,

на основании решения общего собрания акционеров ОАО "Кыргызгаз" подраз-

деления и активы Управления сжиженного газа, автомобильные газонакопи-

тельные компрессорные станции (АГНКС) и Торговый дом "Газ-Жалын" будут

в установленном порядке реализованы ОАО "Кыргызгаз" через проведение

коммерческого конкурса частному сектору, с условием сохранения профиля

деятельности данных объектов и инвестирования средств в их развитие.

Нереализованные активы будут переданы в газотранспортирующую компанию

ОАО "Кыргызтрансгаз" с правом их использования по назначению или даль-

нейшей реализации.

3.4. Прочие объекты

Объекты социальной инфраструктуры подлежат в установленном порядке

продаже или передаче органам местного самоуправления и другим заинтере-

сованным сторонам.

СХЕМА

взаимодействий объектов газоснабжения

| Внешние поставщики природного газа |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| \----- | \> | АК "Узтрансгаз" |  | ЗАО "Казтрансгаз" | \- | \------- |  |  |  |
|  | / \\ / \\ |  |  |  |  |  |  |  |  |
|  |  |  | Транспортировка |  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Транспортировка --- Продажа ---- Транспортировка |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
|  | v |  |  |  |  |  |  |  |  |
|  |  | ОАО "Кыргызтрансгаз" |  |  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| \-- | \-- | Южное УМГ |  | Северное УМГ | \-- | \- |  |  |  |
|  | ----------------- ------------------ | \<------ |  |  |  |  |  |  |  |
|  |  | Кыргызский |  | Автотранспортное |  |  |  |  |  |
|  |  | пусконаладочный |  | предприятие |  |  |  |  |  |
|  |  | участок |  |  |  |  |  |  |  |
| Транспортировка |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| -----Продажа ---------------------- Продажа---- |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| v v |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
|  | ОАО "Юггаз" |  | ОАО "Севергаз" |  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| \-- |  | Жалалабадское УГХ |  |  |  | Чуйское УГХ |  | Бишкекское УГХ |  |
|  | Баткенское УГХ |  | Ошское УГХ |  |  |  |  |  |  |
| / \\ |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |

Продажа Транспортировка

```text
| |

| v

-----------------------------

|Внутренний поставщик по Югу|

| (ОАО "Кыргызнефтегаз") |

-----------------------------
```

Финансовая модель функционирования объектов газового хозяйства в

результате реорганизации ОАО "Кыргызгаз" представлена в приложении N 2

к настоящей Программе.

4. Выводы

В результате реализации мероприятий Программы финансовое состояние

газовой отрасли Кыргызской Республики стабилизируется, и созданные на

базе ОАО "Кыргызгаз" самостоятельные акционерные общества могут полу-

чать стабильную прибыль от покупки, транспортировки и реализации при-

родного газа.

Моделирование операционной деятельности создаваемых акционерных

обществ выявило и показало потенциал возможности их эффективного самос-

тоятельного функционирования в дальнейшем.

Финансово обеспеченные акционерные общества будут способны покры-

вать свои текущие затраты и производить капиталовложения в производс-

тво, при этом улучшится техническое состояние газопроводов. Это будет

способствовать сбалансированному и бесперебойному газоснабжению потре-

бителей внутреннего рынка.

Приложение N 1

Анализ деятельности Открытого акционерного

общества "Кыргызгаз"

Общие сведения о компании

| Полное наименование | Открытое акционерное общество "Кыргызгаз" |
| --- | --- |
| предприятия |  |
| Общая численность | 1476 человек |
| сотрудников (на |  |
| 01.11.2005 года) |  |
| Отрасль | Газовая промышленность |
| Уставной капитал | 206708 тыс.сомов |
| Основной вид | Транспортировка, распределение и снабжение |
| деятельности | потребителей природным, сжатым и сжиженным |
|  | газом |
| Корпоративное | - Общее собрание акционеров; |
| управление | - Совет директоров (наблюдательный орган в |
|  | составе 5 человек, избирается на собрании |
|  | акционеров); |
|  | - Генеральная дирекция (исполнительный орган |
|  | в составе 5 человек, избирается Советом |
|  | директоров ОАО "Кыргызгаз"). Дирекцию |
|  | возглавляет генеральный директор; |
|  | - Ревизионная комиссия (контролирующий орган) |
| Основные | - сборка, изготовление, монтаж газовых |
| предоставляемые | счетчиков; |
| услуги | - торгово-коммерческая и посредническая |
|  | деятельность; |
|  | - организация работы автомобильной газовой |
|  | заправки; |
|  | - оказание маркетинговых услуг; |
|  | - оказание других видов услуг, связанных с |
|  | осуществлением основных видов деятельности ОАО |
|  | "Кыргызгаз"; |
|  | - строительство и монтаж газопроводов и других |
|  | газовых технических сооружений, проектирование |
|  | систем газоснабжения и другие работы |
| Местонахождение | 720661, Кыргызская Республика, г.Бишкек, |
|  | ул.М.Горького, 22 |

История ОАО "Кыргызгаз"

ОАО "Кыргызгаз" образовано на базе части имущественного комплекса

ГАК "Кыргызгазмунайзат", решением общего собрания акционеров ГАК "Кыр-

гызгазмунайзат" в соответствии с Указом Президента Кыргызской Республи-

ки "О внесении изменений и дополнений в указы Президента Кыргызской

Республики "О совершенствовании управления системой обеспечения газом в

Кыргызской Республике" от 23 сентября 1998 года и "О создании устойчи-

вой системы корпоративного управления в Кыргызской Республике" от 22

октября 1998 года" от 6 февраля 1999 года N 29.

Юридический статус ОАО "Кыргызгаз"

ОАО "Кыргызгаз" является юридическим лицом с момента его государс-

твенной регистрации в качестве юридического лица в соответствии с зако-

нодательством Кыргызской Республики.

ОАО "Кыргызгаз" является открытым акционерным обществом, осущест-

вляющим свою деятельность с целью получения прибыли и привлекающим

средства путем выпуска и размещения акций.

Распределение акций ОАО "Кыргызгаз"

Акции ОАО "Кыргызгаз" на текущий момент распределены следующим об-

разом:

- 9,91% простых акций реализованы на специализированном купонном

аукционе;

- 8% простых акций переданы Социальному фонду Кыргызской Республи-

ки в соответствии с Указом Президента Кыргызской Республики "О дополни-

тельных мерах по обеспечению финансовой устойчивости Социального фонда

Кыргызской Республики" от 12 декабря 1998 года N 337;

- 82,09% простых акций находятся в собственности государства, в

том числе до 5% простых акций предполагается передать безвозмездно тру-

довому коллективу ОАО "Кыргызгаз".

Уставный капитал общества

Уставный капитал ОАО "Кыргызгаз" на момент перерегистрации ОАО

"Кыргызгаз" составил 206708,0 тысяч сомов и разделен на 3083580 простых

акций номинальной стоимостью 67,04 сома.

По решению общего собрания акционеров от 8 апреля 2004 года коли-

чество обращаемых акций ОАО "Кыргызгаз" увеличивается на 41747 штук

простых акций за счет увеличения стоимости основных средств вследствие

принятия на баланс ОАО "Кыргызгаз" газотехнических сооружений по поста-

новлению Правительства Кыргызской Республики от 7 февраля 2000 года N

66 "О газотехнических сооружениях, расположенных на территории Кыргызс-

кой Республики и эксплуатируемых хозяйствующими субъектами Республики

Узбекистан" и в соответствии с постановлением Правительства Кыргызской

Республики от 23 сентября 2002 года N 647 "О механизме компенсации рас-

ходов ОАО "Кыргызгаз" по бесплатной установке счетчиков газа населению

республики" увеличивается на 1471943 штук простых акций.

Антимонопольное и тарифное регулирование,

взаимодействие с государственными

регулирующими органами

В соответствии с Законом Кыргызской Республики "Об энергетике" ОАО

"Кыргызгаз", являясь естественным монополистом по обеспечению потреби-

телей республики природным и сжиженным газом, осуществляет свою дея-

тельность в соответствии с законодательством Кыргызской Республики.

Функции ОАО "Кыргызгаз"

Основными функциями ОАО "Кыргызгаз" являются транспортировка,

распределение и снабжение потребителей природным, сжатым и сжиженным

газом.

ОАО "Кыргызгаз" кроме основных функций, осуществляет:

- монтаж газовых счетчиков;

- торгово-коммерческую и посредническую деятельность;

- организует работу автомобильной газовой заправки;

- строительство и монтаж газопроводов и других газотехнических со-

оружений, проектирование систем газоснабжения и другие работы.

ОАО "Кыргызгаз" эксплуатирует:

- 708,7 км магистральных газопроводов;

- 590,8 км газопроводов среднего давления;

- 1624,3 км газопроводов низкого давления;

- 203 газораспределительных пунктов (ГРП);

- 717 шкафных газораспределительных пунктов (ШГРП).

Аппарат управления ОАО "Кыргызгаз" состоит из следующих служб:

- производственно-технический отдел;

- отдел газоснабжения и режимов;

- отдел проектирования и строительства;

- отдел техники безопасности труда, метрологии и технического над-

зора;

- юридический отдел;

- центральная бухгалтерия;

- отдел финансов;

- отдел ценообразования и экономического анализа;

- служба связи и компьютеризации;

- отдел контроля потребления газа;

- отдел внешнеэкономических связей.

Организационная структура ОАО "Кыргызгаз"

| Общее собрание акционеров |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Совет директоров |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Генеральная дирекция |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Бишкекгаз |  |  | Чуйгаз |  | Ошгаз |  |  | Жалалабатгаз |  | Баткенгаз |  |  | Торговый дом |
|  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  | "Газ-Жалын" |
| Кыргызский |  | Северное |  | Южное |  | Автотранспортное |  |  |  |  |  |  |  |
| пусконаладочный |  | управление |  | управление |  | предприятие |  |  |  |  |  |  |  |
| участок |  | ОАО "Кыргызгаз" |  | ОАО "Кыргызгаз" |  | ОАО "Кыргызгаз" |  |  |  |  |  |  |  |
| \----------------- | по магистральным |  | по магистральным |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
| газопроводам |  | газопроводам |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |

Функциональные задачи структурных подразделений

|  | Наименование подразделений | Выполняемые функции |
| --- | --- | --- |
| 1 | Областные подразделения | Эксплуатация газопровода сетевого газа |
|  | газовых хозяйств: | и коммуникаций, эксплуатация |
|  | - Бишкекское управление | внутридомового газового оборудования, |
|  | газового хозяйства (УГХ), | своевременная локализация и ликвидация |
|  | Чуйское УГХ, Ошское УГХ, | возможных аварий, прием, подача и |
|  | Жалалабатское УГХ, | распределение природного газа, контроль |
|  | Баткенское УГХ | установки газовых счетчиков, контроль и |
|  |  | учет потребления природного газа, сбор |
|  |  | платежей за реализованный газ. |
|  |  | Строительство газопроводов высокого, |
|  |  | среднего, низкого давления, |
|  |  | пусконаладочные работы |
| 2 | Управление магистральных | Обеспечение бесперебойной, надежной, |
|  | газопроводов: | безаварийной и эффективной работы |
|  | Северное и Южное | газопроводов, компрессорных и |
|  |  | газораспределительных станций, |
|  |  | автоматизированных газораспределительных |
|  |  | компрессорных станций: организация и |
|  |  | производство планово-предупредительных |
|  |  | ремонтов компрессорных станций, всех |
|  |  | сооружений на трассе газопроводов, |
|  |  | газораспределительных станций, |
|  |  | транспортировка природного газа, прием и |
|  |  | учет по магистральным газопроводам |
|  |  | севера и юга республики |
| 3 | Кыргызский пусконаладочный | Организация и производство |
|  | участок | пусконаладочных работ, проведение |
|  |  | режимно-наладочных испытаний котельных |
|  |  | агрегатов, промышленных печей, |
|  |  | периодическая наладка действующих |
|  |  | котельных агрегатов, промышленных печей |
|  |  | и систем сигнализации, проведение |
|  |  | ремонта, проверки и испытаний |
|  |  | промышленных и бытовых газовых |
|  |  | счетчиков, замеров контуров заземления |
| 4 | Автотранспортное | Организация и обеспечение перевозок |
|  | предприятие | грузов, а также перевозка людей и |
|  |  | грузов, содержание машин в исправном |
|  |  | состоянии, обеспечение запчастями и ГСМ |
| 5 | Торговый дом "Газ-Жалын" | Снабжение оборудованием и материалами |
|  |  | подразделений ОАО "Кыргызгаз" |
| 6 | Управление сжиженного | Организация поставки, хранения газа и |
|  | газа, в составе которого | оказание услуг по доставке сжиженного |
|  | имеются конторы сжиженного | газа потребителям |
|  | газа: Караколская, |  |
|  | Таласская, |  |
|  | Кара-Балтинский, Ошский, |  |
|  | Сокулукский, Нарынский, |  |
|  | Токмокский, Балыкчынский, |  |
|  | Бишкекский, Бишкекская |  |
|  | КБСГ, Жалалабатская КБСГ |  |
| 7 | Четыре АГНКС - в | Реализация сжатого природного газа для |
|  | г.Кара-Балта, с.Ленинское | автомобильного транспорта через |
|  | и с.Пригородное | автомобильные газонаполнительные |
|  | Аламудунского района и | компрессорные станции |
|  | в г.Токмок |  |

Организационная структура центрального

аппарата ОАО "Кыргызгаз"

| Генеральной директор |  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| Заместитель |  | Первый |  | Руководитель |  | Юридический |
| генерального |  | заместитель |  | аппарата |  | отдел |
| директора по |  | Генерального |  |  |  |  |
| производствен- |  | директора |  |  |  |  |
| но-техническим |  |  |  |  |  |  |
| вопросам |  |  |  |  |  |  |
| Производствен- |  | Отдел финансов |  | Инспектор по |  | Отдел |
| но технический | \------------------ | кадрам |  | контроля за |  |  |
| отдел | \------------------------------------ | потреблением |  |  |  |  |
| \----------------- | Отдел | \------------------ | газа |  |  |  |
| ценообразования |  | Делопроизводство | \-------------- |  |  |  |
| \----------------- | и экономического | ------------------ -------------- |  |  |  |  |
| Отдел техники |  | анализа | \------------------ | Центральная |  |  |
| безопасности, | \------------------ | Пресс-секретарь |  | бухгалтерия |  |  |
| метрологии и | ------------------------------------ -------------- |  |  |  |  |  |
| технадзора |  | Отдел | ------------------ -------------- |  |  |  |
| \----------------- | газоснабжения |  | Служба |  | Центральный |  |
| и режимов |  | компьютеризации |  | склад |  |  |
| Отдел | \------------------ |  |  |  |  |  |
| проектирования |  | Служба |  |  |  |  |
| и строительства |  | хозяйственного |  |  |  |  |
| \----------------- | обеспечения |  |  |  |  |  |
| Служба |  |  |  |  |  |  |
| радиотелефонной |  |  |  |  |  |  |
| связи |  |  |  |  |  |  |

Система отношений между филиальными

структурами и центральным аппаратом

ОАО "Кыргызгаз" в настоящее время осуществляет свои функций через

региональные подразделения газовых хозяйств: Бишкекское УГХ, Чуйское

УГХ, Ошское УГХ, Жалалабатское УГХ, Баткенское УГХ, по транспортировке

природного газа - управление магистральных газопроводов - северное УМГ,

южное УМГ.

ОАО "Кыргызгаз" воздействует на управления газовых хозяйств путем

утверждения плановых показателей, обязательных для исполнения. Основным

документом, регламентирующим деятельность структурных подразделений,

является финансовый план ОАО "Кыргызгаз".

В настоящее время договоры на поставку природного газа заключаются

через центральный аппарат ОАО "Кыргызгаз". Расчеты с поставщиками при-

родного газа осуществляются аппаратом ОАО "Кыргызгаз".

В настоящее время договоры на поставку природного газа заключаются

через центральный аппарат ОАО "Кыргызгаз". Расчеты с поставщиками при-

родного газа осуществляются аппаратом ОАО "Кыргызгаз".

Управления газовых хозяйств не принимают непосредственного участия

в расчетах с поставщиками природного газа. Это обстоятельство обуслав-

ливает низкий уровень ответственности руководителей управлений газовых

хозяйств в области обеспечения и контроля расчетов с поставщиками, и

как следствие - слабый контроль за потребителями природного газа, общим

состоянием дебиторской задолженности, а также превышение фактических

затрат над плановыми.

Основную работу с дебиторами проводят сотрудники центрального ап-

парата ОАО "Кыргызгаз". Эффективность данной работы снижается вследс-

твие значительного географического удаления от задолжников.

Структура потребителей природного газа

в Кыргызской Республике в 2005 году

| Наименование | Объем | Доля |
| --- | --- | --- |
|  | потребления | потребления (%) |
|  | (млн.куб.м) |  |
| Население | 105,0 | 13,0 |
| Промышленные предприятия | 160,0 | 21,0 |
| Бюджетные организации | 50,0 | 6,0 |
| ОАО "Электрические станции" | 250,0 | 32,0 |
| ОсОО "Интергласс" | 40,0 | 5,0 |
| ОсОО "БишкекЭнергоКомплекс" | 60,0 | 8,0 |
| Потери | 115,0 | 15,0 |
| Всего | 780,0 | 100 |

Дебиторская задолженность потребителей

перед управлениями газовых хозяйств

ОАО "Кыргызгаз" за 2000-2004 годы

| Годы | Дебиторская | Рост/Спад | Рост/Спад |
| --- | --- | --- | --- |
|  | задолженность, | задолженности, | задолженности, |
|  | млн.сомов | тыс.сомов | % |
| 2000 | 417,5 | \- | \- |
| 2001 | 278,2 | -139,3 | -33,36 |
| 2002 | 327,7 | 49,5 | 17,79 |
| 2003 | 247,4 | -80,3 | -24,54 |
| 2004 | 311,4 | 64,0 | 25,9 |
| 9 мес. 2005 г. | 287,8 | -33,4 | -10,4 |

Из представленного ниже графика следует, что рост дебиторской за-

долженности в 2004 году уменьшился по сравнению с 2000 годом на 106,1

млн.сомов или на 25,4%. Данный показатель является положительным момен-

том в деятельности компании. Но следует отметить, что существует неста-

бильность в контроле и анализе причин возникновения дебиторской задол-

женности, которою можно наблюдать из показателей за период с 2000 года

по 2004 год. Наглядно это отражено на графике рост/спад дебиторской за-

долженности (график представлен на следующей странице).

График. Анализ дебиторской задолженности за 2000-2005 гг.

В результате приватизации предполагается общее снижение дебиторс-

кой задолженности в распределительных компаниях в среднем на 10% за

счет:

- улучшения претензионной работы;

- эффективного финансового учета;

- улучшение системы выставления счетов.

Ниже представлен график "Рост/спад дебиторской задолженности за

период 2000-2005 годов".

График. Рост/Спад дебиторской задолженности за 2000-2005 годы

Структура расходов

График. Поступление природного газа (млн.куб.м)

Потери по всей системе ОАО "Кыргызгаз" чрезвычайно высоки и превы-

шают потери, существующие в западноевропейских газовых компаниях. Поте-

ри ОАО "Кыргызгаз" за 2000 год составили 15,5%, за 2001 год - 10,0%, за

2002 год - 11,3%, за 2003 год - 14,1%, за 2004 год - 14,6%, за 9 меся-

цев 2005 года - 13,8%. Для сравнения, потери газовой компании в Запад-

ной Европе составляет порядка 2%. В распределительных системах ОАО

"Кыргызгаз" в отдельных случаях выявлены потери до 40%.

Основные причины возникновения потерь:

- недостаточная обеспеченность потребителей газа среди населения

газовыми счетчиками. Только у 80% населения (на 01.01.05 г.) установле-

ны газовые счетчики, остальная часть населения платит по установленным

нормам;

- неудовлетворительный учет и контроль природного газа при поступ-

лении и распределении его потребителям по причине отсутствия современ-

ных и высокоточных средств учета газа. На распределительных станциях

установлены приборы учета устаревшей конструкции, прослужившие более 30

лет. На большинстве (более 90%) газораспределительных пунктов (ГРП) и

шкафных газораспределительных пунктов (ШГРП) приборы учета газа отсутс-

твуют;

- газовые нормы занижены по сравнению с нормами в других Централь-

но-Азиатских странах и не покрывают затрат. С течением времени потери

возрастают, несмотря на установку счетчиков, поскольку газовые сети из-

ношены и имеют повреждения. Результаты неоднократно проведенных экспе-

риментов показали, что существующие нормы значительно ниже фактического

уровня потребления;

- несоответствие фактического проживания потребителей данным про-

писки. Зачастую в многоэтажных домах проживает значительно больше пот-

ребителей, хотя газовая компания предъявляет счета к оплате только за

прописанное количество потребителей. К примеру, в городе Бишкек по дан-

ным прописки официально зарегистрировано 295,4 тыс. потребителей, а

фактически их намного больше;

- утечка природного газа через газовое оборудование, которое экс-

плуатируется без электрохимзащиты и капитального ремонта. Ремонт газоп-

роводов производится только в аварийных случаях. Некоторые газопроводы

и газовое оборудование эксплуатируются более 30-35 лет, а отдельное

оборудование имеют 100% износ;

- погрешность бытовых газовых счетчиков и приборов учета на замер-

ных узлах. По мнению специалистов, в трубопроводы республики поступает

газ, недостаточно очищенный от грязи, механических примесей и с содер-

жанием конденсата, имеющий высокий процент влажности.

Данное обстоятельство отрицательно действует на индивидуальные

средства учета газа (счетчики). У большого числа потребителей газовые

счетчики не фиксируют расход газа при малом его расходе в связи с засо-

рением рабочих узлов;

- хищение природного газа потребителями различными способами, в

том числе путем постороннего вмешательства в работу газового счетчика.

Что касается себестоимости продукции, то необходимо выделить наи-

более весомые и быстрорастущие статьи, после чего нужно проанализиро-

вать возможность и необходимость их сокращения без ущерба для произ-

водства. Для проведения углубленного анализа целесообразно разделить

затраты на постоянные и переменные, что позволит рассчитать минимальный

объем продаж, обеспечивающий покрытие всех расходов, т.е. "точку безу-

быточности". Кроме того, появится возможность оценить и скорректировать

производственную программу для получения максимальной прибыли при за-

данных ограничениях (продажи, финансовые и производственные ресурсы).

В управлении издержками целесообразно концентрировать внимание

прежде всего на материальных затратах, так как их снижение позволит сэ-

кономить значительные средства.

График. Потери природного газа, млн.куб.м

Показатели кредиторской задолженности

Основными поставщиками природного газа для ОАО "Кыргызгаз" являют-

ся АК "Узтрансгаз" и АО "КазТрансГаз". Общая задолженность ОАО "Кыргыз-

газ" за 2004 год по сравнению с 2000 годом увеличилась на 126410,1

тыс.сомов или 13,59%. Увеличение кредиторской задолженности отрицатель-

но сказывается на таких финансовых показателях, как текущая ликвид-

ность, абсолютная ликвидность, платежеспособность, маневренность (какая

часть собственных средств компании находится в мобильной форме).

График. Анализ кредиторской задолженности за 2000-2005 годы

График роста/спада кредиторской задолженности позволяет отметить

стремительный рост задолженности перед поставщиками в 2002 и 2003 го-

дах.

Так, в 2002 году процент увеличения составил 20,38%, а в 2003 году

по сравнению с 2002 годом задолженность увеличилась на 64,31%. Положи-

тельным является факт снижения кредиторской задолженности в 2004 году

по сравнению с 2003 годом.

График. Рост/спад кредиторской задолженности в % за 2000-2005 годы

Анализ дебиторской и кредиторской задолженности

Рост кредиторской задолженности объясняется малой собираемостью

денежных средств с потребителей газа. Но даже, если учесть, что компа-

нии удалось собрать 100% дебиторской задолженности, ситуация сильно не

изменилась бы. Так, в 2004 году обязательства перед поставщиками соста-

вили 1203,81 тыс.сомов, в то время как за этот же период общая сумма

дебиторской задолженности составила 321,2 тыс.сомов. Разница в соотно-

шении кредиторской и дебиторской задолженности составляет 882,61

тыс.сомов или 73,3%. Данное расхождение является отрицательным показа-

телем.

График. Анализ дебиторской и кредиторской задолженности по

природному газу за 2004-2006 годы

Анализ рентабельности ОАО "Кыргызгаз"

Показатель рентабельности характеризует эффективность работы

предприятия, доходность различных направлений деятельности (производс-

твенной, коммерческой, инвестиционной). Он используется для оценки ка-

чества и эффективности управления предприятием; оценки способности

предприятия получать достаточную прибыль на инвестиции; прогнозирования

величины прибыли. Рентабельность должна быть выше инфляции, тогда дея-

тельность отрасли экономически выгодна.

Для расчета рентабельности будут использованы два наиболее часто

встречающихся на практике коэффициента, а также данные деятельности

компании за 2000-2004 годы:

- коэффициент рентабельности уставного капитала;

- коэффициент рентабельности валового дохода.

График. Коэффициент рентабельности уставного капитала за

2000-2005 гг.

Рентабельность (тыс.сомов)

| Годы | Прибыль, | Доход, | Рентабельность |
| --- | --- | --- | --- |
|  | млн.сомов | млн.сомов | % |
| 2000 | -18,33 | 801,5 | -2,29 |
| 2001 | 14,41 | 752,1 | 1,92 |
| 2002 | 21,98 | 766,1 | 2,87 |
| 2003 | 10,48 | 832,5 | 1,26 |
| 2004 | 35,12 | 938,5 | 3,74 |
| 9 мес. 2005 | 96,0 | 734,8 | 13,1 |

Структура рентабельности валового дохода аналогична по своему рос-

ту показателям коэффициента рентабельности уставного капитала. Для ста-

бильной экономики нормальным считается показатель 5-15% уровня рента-

бельности. Таким образом, критическая ситуация наблюдается в самые ран-

ние годы деятельности компании. Наиболее уязвимым является 2000 год,

когда рентабельность валового дохода составляла - 2,29%, учитывая то,

что для данного коэффициента нормальным считается значение показателя

5-10%. К 2004 году коэффициент стремительно растет и достигает своего

пика и составляет 3,74%, но так и не соответствует нормативному значе-

нию. Недостаток рентабельности составляет как минимум 1,26%.

График. Коэффициент рентабельности валового дохода

Финансовое состояние ОАО "Кыргызгаз"

Основные показатели ОАО "Кыргызгаз"

|  | 2000 год | 2001 год |  |
| --- | --- | --- | --- |
| 1 | 2 | 3 |  |
| Объем поступления газа всего | 747,5 | 726,2 |  |
| в республику (млн.м.куб.) |  |  |  |
| Объем импортированного газа для | 341,56 | 288,43 |  |
| потребителей ОАО Кыргызгаз" |  |  |  |
| (млн. м.куб) |  |  |  |
| Поступление газа по прямым | 405,9 | 437,7 |  |
| договорам |  |  |  |
| Объем местного газа | 8,10 | 5,98 |  |
| (млн. м.куб.) |  |  |  |
| Поступление за транспортировку | 61,54 | 58,19 |  |
| (млн. м.куб.) |  |  |  |
| Объем потерь газа всего | 115,56 | 72,69 |  |
| (млн. м.куб.) |  |  |  |
| Объем потерь импорта | 108,58 | 70,12 |  |
| (млн. м.куб.) |  |  |  |
| Объем потерь местного газа | 1,78 | 2,75 |  |
| (млн. м.куб.) |  |  |  |
| Объем потерь в % соотношении к | 15,5% | 10% |  |
| поступившему объему газа |  |  |  |
| Объем потребления (млн. м.куб.) | 234,0 | 217,4 |  |
| всего |  |  |  |
| Объем потребления импорта | 227,3 | 213,34 |  |
| (млн. м.куб) |  |  |  |
| Объем потребления местного газа | 6,29 | 4,14 |  |
| (млн. м.куб.) |  |  |  |
| Объем собственного потребления | 5,69 | 5,08 |  |
| (млн. м.куб.) |  |  |  |
| Корректировка (млн. м.куб.) | 2,80 | 1,59 |  |
| Корректировка по потерям | 5,20 | 7,88 |  |
| (млн. м.куб.) |  |  |  |
| Выставление счетов всего | 801,5 | 752,0 |  |
| (млн.сомов) |  |  |  |
| Выставленные тарифы за 1000 | 3,42 | 3,46 |  |
| куб.м (тыс.сомов) |  |  |  |
| Сбор платежей (млн.сомов) | 714,5 | 767,6 |  |
| Сбор денежных средств | 297,2 | 268,7 |  |
| (млн.сомов) |  |  |  |
| Сбор зачетами и бартером | 417,3 | 498,9 |  |
| (млн.сомов) |  |  |  |
| Собранный тариф за 1000 куб.м | 3,05 | 3,53 |  |
| (тыс.сомов) |  |  |  |
| Неоплаченные счета (млн.сомов) | 87,0 | -15,0 |  |
| Дебиторская задолженность за | 417,48 | 278,21 |  |
| прир. газ на конец периода |  |  |  |
| (млн.сомов) |  |  |  |
| Дни дебиторской задолженности | 190 | 135 |  |
| Количество дней в году | 365 | 365 |  |
| Транспортировка по северу |  |  |  |
| Объем транзита казахского газа | 1056,09 | 1244,89 |  |
| через территорию Кыргызстана |  |  |  |
| (млн. м.куб.) |  |  |  |
| Оплата для ОАО "Кыргызгаз" за | 26103,50 | 33855,30 |  |
| услуги по транспортировке газа |  |  |  |
| по территории Кыргызской |  |  |  |
| Республики (тыс. м.куб.) |  |  |  |
| Объем транзита для местных | 337,97 | 429,69 |  |
| потребителей (млн.куб.) |  |  |  |
| Объем транзита по территории | 461,67 | 692,06 |  |
| Казахстана кыргызского газа |  |  |  |
| (млн. м.куб.) |  |  |  |
| Оплата объемами газа от ОАО | 84,41 | 93,03 |  |
| "Кыргызгаз" за услуги по |  |  |  |
| транспортировке по Казахстану |  |  |  |
| для ЗАО "Интергаз ЦА" |  |  |  |
| (млн. м.куб.), в том числе: |  |  |  |
| - собственно АО "Кыргызгаз" | 45,64 | 38,09 |  |
| (млн. м.куб.) |  |  |  |
| - за АО "Кыргызэнерго" и | 42,27 | 0,08 |  |
| Бишкекскую ТЭЦ (млн. м.куб.) |  |  |  |
| - за прочих прямых потребителей | 1,50 | 2,92 |  |
| (млн. м.куб.) |  |  |  |
| - за АО "Кыргызэнерго" для | 1,00 | 2,92 |  |
| прочих организаций |  |  |  |
| (млн. м.куб.) |  |  |  |
| Транспортировка на юг |  |  |  |
| Объем транзита газа, проходящего | 51,27 | 54,55 |  |
| через ОАО "Кыргызгаз", для |  |  |  |
| местных потребителей |  |  |  |
| (млн. м.куб.) |  |  |  |
| Объем транзита узбекского газа, | \- | 5558,3 |  |
| проходящего через ОАО |  |  |  |
| "Кыргызгаз", для потребит. |  |  |  |
| Ферганской долины (млн. м.куб.) |  |  |  |
| Финансово-экономические |  |  |  |
| показатели ОАО "Кыргызгаз" |  |  |  |
| (тыс.сомов) |  |  |  |
| Уставный капитал | 206708,00 | 206708,00 |  |
| Добавочный капитал | 40656,00 | 45211,00 |  |
| Резервный капитал |  |  |  |
| Целевое финансирование и | 61,00 | 61,00 |  |
| поступление |  |  |  |
| Нераспределенная прибыль |  | 8064,42 |  |
| отчетного года |  |  |  |
| Внеоборотные активы, в т.ч.: | 2366,22 | 246,12 |  |
| Основные средства | 218115,00 | 235956,00 |  |
| Нематериальные активы | 27,00 | 25,00 |  |
| Долгосрочные финансовые вложения | 941,00 | 941,0 |  |
| Незавершенное строительство | 17539,0 | 9200,00 |  |
| Прочие внеоборотные активы | 0 | 0 |  |
| Оборотные активы, в т.ч. | 1173483,00 | 114195,00 |  |
| Запасы | 61524,00 | 127099,00 |  |
| Дебиторская задолженность | 1084862,00 | 975386,00 |  |
| на конец отчетного периода |  |  |  |
| Денежные средства | 9322,00 | 9680,00 |  |
| Прочие оборотные активы | 17775,00 | 29130,00 |  |
| Долгосрочные пассивы | 0 | 94443,00 |  |
| Заемные средства | 0 | 94443,00 |  |
| Краткосрочные пассивы, в т.ч. | 929921,00 | 896425,00 |  |
| Кредиторская задолженность на | 929921,00 | 582991,00 |  |
| конец отчетного периода |  |  |  |
| Стоимость закупки газа | 825798,19 | 750989,10 |  |
| (природный и сжиженный) |  |  |  |
| в том числе природного газа | 697483,44 | 603068,49 |  |
| Общие расходы | 544237,65 | 699814,14 |  |
| Неоперационные расходы | 302,08 | 209073,14 |  |
| Неоперационные доходы | 55348,31 | 146874,41 |  |
| Операционные расходы | 14937,93 | 70935,90 |  |
| Операционные доходы | 99274,19 | 3376,31 |  |
| Общие доходы | 1212236,83 | 130150,35 |  |
| Непланируемые доходы | 148575,29 | 147627,16 |  |
| Непланируемые расходы | 9105,56 | 277385,47 |  |
| Прибыли/убытки |  |  |  |
| Прибыли/убытки по природному | -222218,62 | -40526,13 |  |
| газу |  |  |  |
| Прибыли/убытки по | 60527,08 | 102478,99 |  |
| транспортировке |  |  |  |
| Прибыли/убытки от прочей | 6084,71 | 3481,82 |  |
| реализации |  |  |  |
| Прибыли/убытки по сжиженному | -2192,23 | -2315,08 |  |
| газу |  |  |  |
| Всего балансовая прибыль/убытки | -18329,32 | +14413,54 |  |
| 2002 год | 2003 год | 2004 год | 9 мес. 2005 г. |
| 4 | 5 | 6 | 7 |
| 812,3 | 716,3 | 788,4 | 525,3 |
|  |  |  |  |
| 335,7 | 373,1 | 416,2 | 306,4 |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
| 476,6 | 343,2 | 367,4 | 216,7 |
|  |  |  |  |
| 5,8 | 2,0 | 4,7 | 2,2 |
|  |  |  |  |
| 41,6 | 21,1 | 47,8 | 36,2 |
|  |  |  |  |
| 92,0 | 101,0 | 114,7 | 72,6 |
|  |  |  |  |
| 89,8 | 100,1 | 113,3 | 71,8 |
|  |  |  |  |
| 3,2 | 0,9 | 1,4 | 0,8 |
|  |  |  |  |
| 11,3% | 14% | 14,5% | 13,8% |
|  |  |  |  |
| 244,4 | 268,4 | 300,7 | 232,1 |
|  |  |  |  |
| 241,2 | 267,2 | 297,4 | 230,7 |
|  |  |  |  |
| 3,5 | 1,1 | 3,3 | 1,4 |
|  |  |  |  |
| 5,2 | 5,8 | 6,2 | 3,6 |
|  |  |  |  |
| \- |  | -0,4 | 0,4 |
| \- | -1,1 | -0,5 | 0,0 |
|  |  |  |  |
| 766,1 | 832,5 | 938,7 | 734,8 |
|  |  |  |  |
| 3,13 | 3,1 | 3,1 | 3,2 |
|  |  |  |  |
| 756,1 | 860,4 | 923,2 | 771,3 |
| 295,0 | 607,5 | 771,7 | 659,1 |
|  |  |  |  |
| 461,1 | 252,9 | 151,4 | 112,2 |
|  |  |  |  |
| 3,1 | 3,2 | 3,1 | 3,3 |
|  |  |  |  |
| 10,1 | -27,9 | 15,5 | -36,5 |
| 327,7 | 247,4 | 311,2 | 287,8 |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
| 156 | 108 | 123 | 115 |
| 365 | 365 | 365 | 365 |
|  |  |  |  |
| 1739,5 | 1276,7 | 1485,3 | 944,1 |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
| 35135,2 | 37535,6 | 42264,0 | 28569,3 |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
| 415,774 | 313,9 | 340,8 | 202,2 |
|  |  |  |  |
| 708,0 | 600,6 | 685,2 | 446,9 |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
| 104,9 | 88,9 | 101,4 | 66,1 |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
| 41,7 | 43,1 | 51,0 | 36,2 |
|  |  |  |  |
| 53,7 | 34,4 | 34,3 | 19,4 |
|  |  |  |  |
| 1,2 | 4,7 | 16,1 | 10,5 |
|  |  |  |  |
| 8,5 | 6,7 | \- | \- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
| 43,8 | 27,1 | 12,2 | 5,5 |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
| 5511,2 | 5339,0 | 5413,0 | 4151,3 |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
| 209499 | 209499 | 206708 | 206708 |
| 48038 | 48727 | 49169,7 | 46441,7 |
|  |  | 2843,5 | 6163,2 |
| 105000 | 23,4 | 0 | 0,0 |
|  |  |  |  |
| 5671,0 | 7500,6 | 16632,5 | 162777,3 |
|  |  |  |  |
| 250,15 | 325287 | 352924,6 | 322370,3 |
| 222373,0 | 309203,0 | 337621,8 | 286774,8 |
| 1074,0 | 793,2 | 923,9 | 677,2 |
| 1078,0 | 1080,0 | 3982,4 | 6024,9 |
| 29994 | 14210,0 | 15379,4 | 22084,6 |
| 0 | 0 | 10389,3 | 10389,3 |
| 1280164 | 1300932 | 825586,4 | 1405114,8 |
| 473512 | 309180 | 54596,9 | 44437,8 |
| 766816,0 | 980651,0 | 743523,5 | 1298255,4 |
|  |  |  |  |
| 4711 | 9602 | 27465,9 | 60408,9 |
| 35125 | 0 | 0 | 0,0 |
| 94377,0 | 93959,0 | 99142,1 | 89328,1 |
| 94377,0 | 93959,0 | 99057,5 | 89243,6 |
| 276609,0 | 247939,0 | 1058636,2 | 1175064,0 |
| 701808,0 | 1153173,0 | 1056331,1 | 1154846,5 |
|  |  |  |  |
| 1080609,2 | 1580669,3 | 1239780,5 | 926532,2 |
|  |  |  |  |
| 955713,5 | 1580510,0 | 1203818,5 | 882341,7 |
| 1554418,2 | 2096226,6 | 1804735,3 | 207364,2 |
| 13831,0 | 89999,3 | 23549,3 | 1716,4 |
| 74203,0 | 61020,5 | 7529,6 | 1199,9 |
| 1557082,9 | 878087 | 1770070,6 | 205647,8 |
| 1639417,8 | 147901 | 1608457,1 | 1228675,0 |
| 1639417,8 |  | 1627112,1 | 1229874,9 |
|  |  | 212752,4 |  |
| 23097,7 | 29708,8 | \- |  |
|  |  |  |  |
| -41901,2 | -5687,3 | -314949,9 | 9423,5 |
|  |  |  |  |
| 63845,9 | 50692,6 | 153332,8 | 89869,4 |
|  |  |  |  |
| 3636,8 | -4841,5 | -16019,7 | -2694,2 |
|  |  |  |  |
| -457,5 | 25,4 | 3,6 | -620,3 |
|  |  |  |  |
| +21982,8 | +10480,3 | +35119,2 | 95978,5 |

Анализ финансового и экономического

состояния газового сектора

Анализ финансового и экономического состояния газового сектора по-

казывает, что ОАО "Кыргызгаз" в настоящее время находится в нестабиль-

ном финансовом положении.

ОАО "Кыргызгаз" несет значительные убытки из-за хищений газа и

неплатежей, а также из-за потерь при передаче и распределении газа. Фи-

нансовые трудности усложняются тем фактором, что все бюджетные потреби-

тели газа расплачиваются по счетам путем возвратного финансирования.

Анализ финансово-хозяйственной деятельности подготовлен по данным

ОАО "Кыргызгаз" за 2000-2004 годы и позволяет сделать следующие выводы:

1. В республику поступило природного газа:

в 2000 году - 747,5 млн.куб.м;

в 2001 году - 726.2 млн.куб.м;

в 2002 году - 812,3 млн.куб.м;

в 2003 году - 716,3 млн.куб.м;

в 2004 году - 788,4 млн.куб.м;

за 9 мес. 2005 года - 525,3 млн.куб.м.

При этом потери природного газа составили:

в 2000 году - 116,0 млн.куб.м (15,5% от поступившего газа);

в 2001 году - 72,6 млн.куб.м (10% от поступившего газа);

в 2002 году - 92,0 млн.куб.м (11,3% от поступившего газа);

в 2003 году - 101,0 млн.куб.м (14% от поступившего газа);

в 2004 году - 114,7 млн.куб.м (14,6% от поступившего газа);

за 9 мес. 2005 года - 72,6 млн.куб.м (13,8% от поступившего при-

родного газа).

Мероприятия ОАО "Кыргызгаз", направленные на уменьшение потерь,

недостаточны. Для дальнейшего их уменьшения ОАО "Кыргызгаз" должно на-

ладить учет природного газа с установкой приборов учета газа, улучшить

систему выставления счетов, для чего необходимы значительные капиталов-

ложения.

2. Реализация природного газа потребителям ОАО "Кыргызгаз" соста-

вила:

в 2000 году - 233,6 млн.куб.м на сумму - 731,1 млн.сомов;

в 2001 году - 216,8 млн.куб.м на сумму - 752,1 млн.сомов;

в 2002 году - 244,4 млн.куб.м на сумму - 765,9 млн.сомов;

в 2003 году - 268,4 млн.куб.м на сумму - 832,5 млн.сомов;

в 2004 году - 300,7 млн.куб.м на сумму - 938,7 млн.сомов;

за 9 мес. 2005 года - 232,1 млн.куб.м на сумму - 734,8 млн.сомов.

3. Сбор оплаты за реализованный природный газ составил:

в 2000 году - 613,3 млн.сомов или 83,8 %от реализованного газа;

в 2001 году - 767,6 млн.сомов или 102% от реализованного газа;

в 2002 году - 755,9 млн.сомов или 97,8% от реализованного газа;

в 2003 году - 860,4 млн.сомов или 103,4% от реализованного газа;

в 2004 году - 923,1 млн.сомов или 98,3% от реализованного газа;

за 9 мес. 2005 года - 771,3 млн.сомов или 105,0% от реализованного

газа.

Рост сбора средств показывает, что в последние годы ОАО "Кыргыз-

газ" несколько активизировал свою деятельность по сбору денежных

средств (взысканы дебиторские задолженности прошлых периодов). Система

выставления счетов и сбора платежей требует дальнейшего усовершенство-

вания.

4. Общая дебиторская задолженность составляет:

на 1.01.2001 года - 1084,9 млн.сомов;

на 1.01.2002 года - 975,4 млн.сомов;

на 1.01.2003 года - 766,8 млн.сомов;

на 1.01.2004 года - 980,6 млн.сомов,

на 1.01.2005 года - 743,5 млн.сомов;

на 1.10.05 года - 1298,3 млн.сомов.

5. Кредиторская задолженность составляет:

на 1.01.2001 года - 929,9 млн.сомов;

на 1.01.2002 года - 582,9 млн.сомов;

на 1.01.2003 года - 701,8 млн.сомов;

на 1.01.2004 года - 1153,2 млн.сомов;

на 1.01.2005 года - 1056,3 млн.сомов;

на 1.10.2005 года - 1154,8 млн.сомов.

6. Итоги финансово-хозяйственной деятельности ОАО "Кыргызгаз":

в 2000 году убытки составили - 18,3 млн.сомов;

в 2001 году получена прибыль - 14,4 млн.сомов;

в 2002 году прибыль составила - 21,9 млн.сомов;

в 2003 году прибыль составила - 10,4 млн.сомов;

в 2004 году прибыль составила - 35,1 млн.сомов;

за 9 мес. 2005 года прибыль составила - 96,0 млн.сомов.

Вместе с тем необходимо отметить, что прибыль, полученная за пос-

ледние годы, не имеет отношения к деятельности по реализации газа, и

получена в основном за счет неосновных и непланируемых доходов, таких

как курсовая разница, прочей реализации (не основной), возмещения НДС и

услуг по транспортировке газа.

Фактические итоги деятельности по реализации природного и сжижен-

ного газа следующие:

(+ прибыль, - убыток) тыс.сом

| Вид деятельности | 2001 год | 2002 год | 2003 год | 2004 год | 9 мес. 2005 год |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| От реализации | +40526,1 | -21944,7 | -5687,2 | -314949,9 | +9423,5 |
| природного газа |  |  |  |  |  |
| От реализации | -2315,1 | -457,4 | +25,4 | +3,6 | -620,3 |
| сжиженного газа |  |  |  |  |  |

Анализ данных позволяет сделать следующие выводы:

ОАО "Кыргызгаз" должно выполнить следующее:

- не допускать потерь;

- улучшить контроль издержек производства;

- не допускать необоснованных расходов;

- разработать стратегию и бизнес-план по дальнейшему улучшению фи-

нансово-хозяйственной деятельности акционерного общества;

- наладить управленческий учет в акционерном обществе.

Недостаток средств приводит к низкому уровню капиталовложений в

газовые системы, и любое техническое обслуживание выполняется в аварий-

ном режиме из-за нехватки средств. Существующее состояние большей части

инфраструктуры газотехнических активов считается неудовлетворительной.

Расчеты экономических коэффициентов

Для определения финансового состояния компании будут использованы

экономические коэффициенты. Расчетным периодом выступает 2004 год:

1. коэффициент текущей ликвидности;

2. коэффициент абсолютной ликвидности;

3. коэффициент платежеспособности;

4 коэффициент обеспеченности собственными средствами.

Коэффициент текущей ликвидности

Коэффициент Текущие активы 825586,4

текущей = --------------------- = --------- = 0,78

ликвидности Текущие обязательства 1056331,1

Коэффициент текущей ликвидности характеризует общую обеспеченность

предприятия оборотными средствами для ведения хозяйственной деятельнос-

ти и своевременного погашения срочных обязательств предприятия. Если

коэффициент текущей ликвидности ниже нормы, это означает, что предприя-

тие неспособно покрыть все возникшие краткосрочные обязательства. Нор-

мальным значением является 1,5.

Фактически коэффициент ликвидности у ОАО "Кыргызгаз" составляет

0,78, что значительно ниже нормативного показателя, а значит, компания

не в состоянии справиться с погашением краткосрочных обязательств.

Коэффициент абсолютной ликвидности

Коэффициент Денежные средства 27465,9

абсолютной = --------------------- = --------- = 0,026

ликвидности Текущие обязательства 1056331,1

Коэффициент абсолютной ликвидности отражает, какая часть текущей

задолженности может быть погашена на дату составления баланса. Опти-

мальное значение более 1,0.

Фактически коэффициент абсолютной ликвидности составляет 0,026,

что означает, ОАО "Кыргызгаз" не имеет возможности погасить в полном

объеме текущую задолженность на дату составления баланса.

Коэффициент платежеспособности

Денежные средства +

Коэффициент Дебиторская задолженность 27787,1

платежеспособности = ------------------------- = --------- = 0,03

Текущие обязательства 1056331,1

Коэффициент платежеспособности отражает задолженность по оплате

отгруженной продукции или оказанных услуг, образуя основную сумму деби-

торской задолженности. Рост дебиторской задолженности характеризует

изъятие из оборота капитала, для пополнения которого предприятие прив-

лекает заемные средства, что часто является основной причиной неплате-

жеспособности. Если коэффициент ниже нормы, это означает, что у предп-

риятия недостаточно средств для покрытия текущих финансовых обязатель-

ств. Нормальное значение 0,5.

Фактически коэффициент платежеспособности составляет 0,03, что оз-

начает, что компания не имеет достаточных средств, для покрытия текущих

финансовых обязательств.

Коэффициент обеспеченности собственными средствами

Коэффициент

обеспеченности Собств. капитал - Дол. активы -77570,9

собственными = ----------------------------- = -------- = -0,09

средствами Текущие активы 825586,4

Коэффициент обеспеченности собственными средствами характеризует

наличие собственных оборотных средств у ОАО "Кыргызгаз", необходимых

для финансовой устойчивости. Если в ОАО "Кыргызгаз" материально-произ-

водственных запасов меньше, чем собственных оборотных средств, это сви-

детельствует о том, что предприятие полностью покрывает запасы собс-

твенными средствами и не зависит от внешних кредиторов, что значит -

предприятие относится к категории абсолютно финансово-устойчивых. Нор-

мальное значение меньше 0,1.

Фактический показатель коэффициента обеспеченности собственными

средствами составляет - 0,09, что означает - предприятие вынуждено

привлекать дополнительные источники для покрытия запасов, которые не

являются нормальными. Такое предприятие относится к финансово неустой-

чивым.

Выводы

Таким образом, общее финансовое состояние ОАО "Кыргызгаз" не удов-

летворяет современным рыночным условиям:

- величина материально-производственных запасов превышает размер

источника формирования запасов - компания испытывает трудности в обес-

печенности запасов;

- текущие активы компании не могут погасить краткосрочную задол-

женность;

- у компании нет возможности погашать краткосрочную задолженность

своими быстрореализуемыми активами;

- существует нестабильность в контроле и анализе причин возникно-

вения дебиторской задолженности;

- неудовлетворительный учет и контроль природного газа при поступ-

лении и распределении его потребителям.

Приложение N 2

ФИНАНСОВАЯ МОДЕЛЬ

функционирования газовой отрасли в результате

реорганизации ОАО "Кыргызгаз"

Исходные допущения

При моделировании будущей деятельности газовой отрасли Кыргызской

Республики принят некоторый объем допущений, как в отношении капиталь-

ных и операционных расходов, так и в отношении тарифов и поступлений. В

частности, приняты допущения в отношении объемов потребления, операци-

онных расходов и расчетов экономии за счет объединения газовых хо-

зяйств, основанные на индивидуальных бизнес-планах по каждому из расс-

матриваемых объектов.

Модель рассчитана в национальной валюте и в долларах США, во вни-

мание также принят средний уровень инфляции. Рассматриваемый период ох-

ватывает 3 года и связан со сроком инвестиционных обязательств инвесто-

ра. Предполагается, что требуемые капиталовложения будут финансировать-

ся за счет собственных средств инвестора. Ряд допущений, принятый при

финансово-экономическом моделировании деятельности новых субъектов га-

зовой отрасли Кыргызской Республики, приведен ниже.

Прогноз в отношении рынка

- Прирост потребления природного газа на севере республики соста-

вит:

- населением - 5% ежегодно;

- промышленными предприятиями - 10% ежегодно;

- бюджетными организациями - 5% ежегодно;

- при транспортировке для ОсОО "Интергласс" - 5% ежегодно;

- при транспортировке для ТЭЦ Бишкек - 2% ежегодно.

- Прирост потребления природного газа на юге республики в процент-

ном и денежном выражении составит:

- населением - 10% ежегодно;

- промышленными предприятиями - 10% ежегодно;

- по бюджетным организациям - 10% ежегодно;

- прирост объемов транспортировки природного газа для ТЭЦ города

Ош составит 1 млн.куб.м ежегодно.

Кроме того, ожидается, что объем транспортировки природного газа

по северу страны для потребителей Республики Казахстан составит в 2006

году 1,2 млрд.куб.м и будет расти ежегодно на 5%, а объем транспорти-

ровки по югу для потребителей Республики Узбекистан составит в 2006 го-

ду 5,5 млрд.куб.м и будет расти ежегодно на 100 млн.куб.м.

Операционные расходы

Предполагается, что меры по объединению газовых хозяйств дадут

следующие результаты по изменению операционных расходов:

- для ОАО "Севергаз":

- эксплуатационные расходы снижаются на 10%;

- административные расходы снижаются на 10%;

- расходы на коммунальные услуги в сумме остаются неизменными;

- размер фонда оплаты труда останется неизменным за счет сокраще-

ния штата и пропорционального повышения ставок заработной платы;

- расходы по амортизации в сумме остаются неизменными;

- расходы по налогам (автодороги, ФПЛЧС, земельный налог и пр.

местные налоги) в сумме остаются неизменными;

- размеры прочих затрат также остаются неизменными;

- для ОАО "Юггаз":

- эксплуатационные расходы снижаются на 10%;

- административные расходы снижаются на 10%;

- расходы на коммунальные услуги в сумме остаются неизменными;

- размер фонда оплаты труда останется неизменным за счет сокраще-

ния штата и пропорционального повышения ставок заработной платы;

- расходы по амортизации в сумме остаются неизменными;

- расходы по налогам (автодороги, ФПЛЧС, земельный налог и пр.

местные) в сумме остаются неизменными;

- размеры прочих затрат также остаются неизменными.

Потребление газа на собственные нужды будет оставаться на прежнем

уровне для всех предприятий.

Операционные расходы в номинальном выражении будут расти в соот-

ветствии с уровнем инфляции, закладываемым в данных расчетах.

Нормативные и сверхнормативные потери

Предполагается, что ставки по нормативным потерям останутся на

прежнем уровне. Сверхнормативные потери будут снижаться вследствие

внедрения принципиально новых систем управления предприятиями, основан-

ных на автоматизации учета и финансового управления, а также за счет

капиталовложений в модернизацию основных средств и за счет усиления

дисциплины внутри газораспределительных предприятий.

В целом, допускается следующее изменение общего объема потерь:

- для ОАО "Севергаз":

- нормативные потери остаются на прежнем уровне;

- сверхнормативные потери ежегодно снижаются на 5%;

- для ОАО "Юггаз":

- нормативные потери остаются на прежнем уровне;

- сверхнормативные потери ежегодно снижаются в среднем на 20%.

Допущения в отношении капитальных расходов

Предполагается, что затраты, связанные с инвестиционным обязатель-

ством по капиталовложениям, будут осуществляться на протяжении 3-х лет.

В нижеследующей таблице приведены суммы осваиваемых капиталовложений на

протяжении данного периода.

Таблица N 1

Ежегодные капиталовложения в разрезе

субъектов газовой отрасли

| Субъекты | 2006 год | 2007 год | 2008 год | Итого |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  | млн. | млн. | млн. | млн. | млн. | млн. | млн. | млн. |
|  | сом. | долл. | сом. | долл. | сом. | долл. | сом. | долл. |
| ОАО "Севергаз" | 153,7 | 3,7 | 153,7 | 3,7 | 153,7 | 3,7 | 461,0 | 11,0 |
| Бишкекское УГХ | 124,3 | 3,0 | 124,3 | 3,0 | 124,3 | 3,0 | 372,8 | 8,9 |
| Чуйское УГХ | 29,4 | 0,7 | 29,4 | 0,7 | 29,4 | 0,7 | 88,2 | 2,1 |
| ОАО "Юггаз" | 44,1 | 1,0 | 44,1 | 1,0 | 44,1 | 1,0 | 132,2 | 3,1 |
| Ошское УГХ | 18,6 | 0,4 | 18,6 | 0,4 | 18,6 | 0,4 | 55,9 | 1,3 |
| Жалалабатское УГХ | 18,3 | 0,4 | 18,3 | 0,4 | 18,3 | 0,4 | 55,0 | 1,3 |
| Баткенское УГХ | 7,1 | 0,2 | 7,1 | 0,2 | 7,1 | 0,2 | 21,3 | 0,5 |
| ОАО "Кыргызтрансгаз" | 90,8 | 2,2 | 90,8 | 2,2 | 90,8 | 2,2 | 272,5 | 6,5 |
| Южное УМГ | 56,3 | 1,3 | 56,3 | 1,3 | 56,3 | 1,3 | 169,0 | 4,0 |
| Северное УМГ | 34,5 | 0,8 | 34,5 | 0,8 | 34,5 | 0,8 | 103,5 | 2,5 |
| Итого | 197,7 | 4,7 | 197,7 | 4,7 | 197,7 | 4,7 | 593,2 | 14,1 |

Капиталовложения будут осуществляться по следующим статьям затрат:

1. приобретение материалов на ремонтно-эксплуатационные нужды и

аварийный запас;

2. техническое обследование, ремонт и реконструкция газопроводов,

газотехнического оборудования, техники, механизмов;

3. капитальные и текущие затраты по замене малонадежных газопрово-

дов, газотехнического оборудования;

4. переоснащение замерных узлов и газораспределительных станций

современными приборами учета газа;

5. приобретение и госпроверка контрольно-измерительных приборов;

6. финансирование мероприятий по охране труда и технике безопас-

ности;

7. приобретение и установка приборов на газораспределительных

пунктах, шкафных пунктах, и населению.

Расчет капиталовложений приведен в приложении (таблицы N 3, 4 и

5).

Отпускные цены и тарифы на природный газ

Для основного расчета использовались тарифы, рассчитанные на 2006

год при новой цене приобретения в 55 долл./тыс.куб.м. Основными пара-

метрами модели калькуляции тарифов являются:

- для ОАО "Кыргызтрансгаз":

- ставка нормативных потерь при транспортировке составляет 1,5%;

- для ОАО "Севергаз":

- стоимость приобретения природного газа составляет 55

долл./тыс.куб.м;

- ставка транспортировки по территории Республики Казахстан сос-

тавляет 14,8% от стоимости приобретения;

- затраты по транспортировке по Кыргызской Республике составляют 1

долл./тыс.куб.м;

- ставки нормативных потерь составляют:

- 10% при реализации населению;

- 8,68% при реализации промышленным предприятиям и бюджетным орга-

низациям;

- 4% при транспортировке по прямым договорам для ОсОО "Интергласс"

и Бишкекской ТЭЦ;

- для ОАО "Юггаз":

- стоимость приобретения природного газа составляет 55

долл./тыс.куб.м;

- затраты по транспортировке по территории Кыргызской Республики

составляют 1 долл./тыс.куб.м;

- ставки нормативных потерь составляют:

- 10% при реализации населению;

- 8,68% при реализации промышленным предприятиям и бюджетным орга-

низациям;

- 4% при транспортировке по прямым договорам для МСЭЛЗ и ТЭЦ гор.

Ош.

Расчеты отпускных цен и тарифов приведены в приложении (таблицы N

1 и 2).

Обменный курс и инфляция

Прогнозные величины основных макроэкономических параметров брались

из макроэкономического прогноза Министерства экономики и финансов Кыр-

гызской Республики. В частности, были использованы следующие показате-

ли:

- в качестве ставки обменного курса сома к доллару США бралась

стабильная величина - 42 сом/долл.США;

- ежегодный уровень инфляции на всем протяжении моделируемого пе-

риода составляет 4%.

Финансово-экономический анализ

Моделирование финансово-экономической деятельности вновь создавае-

мой системы газовой отрасли Кыргызской Республики позволяет определить

целесообразность ее создания, что обосновано в виде расчетных величин

чистой прибыли, рентабельности и нетто-потока денежных средств для каж-

дого из субъектов новой системы.

Основной целью моделирования газораспределительной системы являет-

ся целесообразность реорганизации существующего ОАО "Кыргызгаз" на ос-

нове ряда основополагающих условий:

- повышение цены на природный газ;

- обязательные затраты по капиталовложениям;

- затраты по капиталовложениям осуществляются за счет собственных

средств инвестора.

При моделировании деятельности предприятий за основу брались пла-

нируемые объемы спроса и соответственно потребления по каждому из субъ-

ектов существующей системы. Прогноз изменения структуры операционных

расходов для газотранспортирующей и газораспределительных компаний были

применены для 2006 года - периода, с которого начинается моделируемая

деятельность. Далее номинальные величины расходов увеличивались строго

в соответствии с заложенным средним уровнем инфляции на 4%.

Далее приведены результаты расчетов по каждому из субъектов моде-

лируемой системы.

ОАО "Кыргызтрансгаз"

Моделирование деятельности по ОАО "Кыргызтрансгаз" проводилось на

основе агрегирования следующих статей доходов:

- доход от реализации природного газа распредкомпаниям ОАО "Север-

газ" и ОАО "Юггаз", складывающийся на основе торговой наценки в 1

долл./тыс.куб.м;

- доход от транспортировки природного газа для потребителей по

прямым договорам равный 1 долл./тыс.куб.м;

- доход от транспортировки природного газа по территории Кыргызс-

кой Республики для Республики Узбекистан и Республики Казахстан.

Таблица N 2

Структура доходов от реализации и транспортировки

ОАО "Кыргызтрансгаз"

| Наименование статей | 2006 год | 2007 год | 2008 год |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  | млн. | млн. | млн. | млн. | млн. | млн. |
|  | сом. | долл. | сом. | долл. | сом. | долл. |
| Доход от реализации газа | 20,7 | 0,5 | 21,9 | 0,5 | 23,3 | 0,6 |
| распредкомпаниям |  |  |  |  |  |  |
| Транспортировка газа по прямым | 12,5 | 0,3 | 12,8 | 0,3 | 13,2 | 0,3 |
| договорам |  |  |  |  |  |  |
| Транспортировка газа через | 137,8 | 3,3 | 141,8 | 3,4 | 145,9 | 3,5 |
| территории КР |  |  |  |  |  |  |
| для Республики Узбекистан | 90,7 | 2,2 | 92,3 | 2,2 | 94,0 | 2,2 |
| для Республики Казахстан | 47,1 | 1,1 | 49,5 | 1,2 | 51,9 | 1,2 |
| Алматы | 38,4 | 0,9 | 40,3 | 1,0 | 42,3 | 1,0 |
| Джамбул | 8,7 | 0,2 | 9,2 | 0,2 | 9,6 | 0,2 |
| Итого | 171,0 | 4,1 | 176,6 | 4,2 | 182,4 | 4,3 |

Следует отметить nот факт, что значительную долю доходов ОАО "Кыр-

гызтрансгаз" будут составлять доходы за счет транспортировки по терри-

тории Кыргызской Республики для потребителей соседних республик - 137,8

млн.сомов против 33,2 млн.сомов от прочих источников доходов.

Таблица N 3

Структура расходов от реализации и транспортировки

ОАО "Кыргызтрансгаз"

| Наименование статей | 2006 год | 2007 год | 2008 год |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  | млн. | млн. | млн. | млн. | млн. | млн. |
|  | сом. | долл. | сом. | долл. | сом. | долл. |
| Нормативные потери | 27,4 | 0,7 | 28,7 | 0,7 | 30,1 | 0,7 |
| Текущие затраты | 63,68 | 1,52 | 66,22 | 1,58 | 68,87 | 1,64 |
| Итого расходов | 91,10 | 2,17 | 94,92 | 2,26 | 98,95 | 2,36 |
| Прибыль до налогообложения | 79,9 | 1,9 | 81,6 | 1,9 | 83,4 | 2,0 |
| Налог на прибыль | 16,0 | 0,4 | 16,3 | 0,4 | 16,7 | 0,4 |
| Чистая прибыль | 63,9 | 1,5 | 65,3 | 1,6 | 66,7 | 1,6 |

В результате проведенных модельных расчетов соотношение доходов и

расходов газотранспортирующей компании складывается в пользу формирова-

ния чистой положительной разницы от операционной деятельности. Как

предполагалось, экономии от объединения управлений магистральных газоп-

роводов и прочих подразделений ОАО "Кыргызгаз" в отношении сумм зара-

ботной платы не ожидается, так как сокращение штата будет компенсирова-

но увеличением ставки заработной платы. Кроме того, ожидаемое снижение

административных и эксплуатационных затрат в размере 10% на фоне доста-

точно больших доходов позволяет генерировать средства, достаточные для

покрытия потребностей в капиталовложениях.

Таблица N 4

Результаты моделирования потоков денежных

средств для ОАО "Кыргызтрансгаз"

| Наименование статей | 2006 год | 2007 год | 2008 год |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  | млн. | млн. | млн. | млн. | млн. | млн. |
|  | сом. | долл. | сом. | долл. | сом. | долл. |
| Приток средств за счет дохода | 20,7 | 0,5 | 21,9 | 0,5 | 23,3 | 0,6 |
| Приток средств за счет | 150,3 | 3,6 | 154,6 | 3,7 | 159,1 | 3,8 |
| транспортировки |  |  |  |  |  |  |
| Приток инвестиционных средств | 90,8 | 2,2 | 90,8 | 2,2 | 90,8 | 2,2 |
| Отток средств по текущим | 59,5 | 1,4 | 61,8 | 1,5 | 64,3 | 1,5 |
| расходам |  |  |  |  |  |  |
| Отток средств по оплате | 27,4 | 0,7 | 28,7 | 0,7 | 30,1 | 0,7 |
| потерянного газа |  |  |  |  |  |  |
| Отток по капиталовложениям | 90,8 | 2,2 | 90,8 | 2,2 | 90,8 | 2,2 |
| Отток по налогу на прибыль | 16,0 | 0,4 | 16,3 | 0,4 | 16,7 | 0,4 |
| Чистый приток денежных средств | 68,1 | 1,6 | 69,7 | 1,7 | 71,3 | 1,7 |

ОАО "Севергаз"

При объединении планов продаж Бишкекского УГХ и Чуйского УГХ объ-

емы продаж и доходов от реализации в 2006 году составили 335,4

млн.куб.м и 1,214 млрд.сомов соответственно. Ежегодный рост доходов от

реализации составит 8,1%. Объемы транспортировки природного газа по

прямым договорам в 2006 году составят 270,3 млн.куб.м, а доходы от

транспортировки достигнут 97,1 млн.сомов. Ежегодный рост доходов от

транспортировки по прямым договорам составит 2,8%.

Таблица N 5

Структура доходов от реализации и транспортировки

ОАО "Севергаз"

| Наименование статей | 2006 год | 2007 год | 2008 год |
| --- | --- | --- | --- |
|  | млн.сом | млн.сом | млн.сом |
| Реализация природного газа | 1133,4 | 1224 | 1322 |
| Население | 295,4 | 310 | 326 |
| Промышленные предприятия | 676,8 | 744 | 819 |
| Бюджетные организации | 161,2 | 169 | 178 |
| Транспортировка газа по прямым | 97,1 | 100 | 103 |
| договорам |  |  |  |
| Бишкекское УГХ для ТЭЦ Бишкек | 71,3 | 73 | 74 |
| Чуйское УГХ для ОсОО | 25,8 | 27 | 28 |
| "Интергласс" |  |  |  |
| Итого | 1230,5 | 1324 | 1425 |

Структура расходов после реорганизации в результате моделирования

сложилась таким образом, что чистая прибыль ОАО "Севергаз" составит в

2006 году 100,0 млн.сомов. Рентабельность общей реализации при этом

составит 7,6% в 2006 году, 8,4% - в 2007 году, 9,1% - в 2008 году.

Таблица N 6

Структура расходов от реализации и

транспортировки ОАО "Севергаз"

| Наименование статей | 2006 год | 2007 год | 2008 год |
| --- | --- | --- | --- |
|  | млн.сом | млн.сом | млн.сом |
| Себестоимость природного газа | 849,7 | 917,5 | 991,3 |
| покупная стоимость | 728,6 | 786,8 | 850,0 |
| реализованного газа |  |  |  |
| затраты по транспортировке | 121,1 | 130,7 | 141,3 |
| Нормативные потери | 105,8 | 112,5 | 119,8 |
| Сверхнормативные потери | 108,6 | 103,1 | 98,0 |
| Затраты | 63,5 | 66,0 | 68,6 |
| Итого расходов | 1127,5 | 1199,2 | 1277,7 |
| Прибыль до налогообложения | 103,0 | 124,6 | 147,2 |
| Налог на прибыль | 20,6 | 24,9 | 29,4 |
| Чистая прибыль | 82,4 | 99,6 | 117,8 |

В результате моделирования соотношение доходов и расходов распред-

компании улучшается, а разница формирует положительную чистую прибыль

на всем моделируемом периоде. Экономии от объединения управлений газо-

вых хозяйств ОАО "Кыргызгаз" в отношении сумм заработной платы не ожи-

дается. Кроме того, ожидаемое снижение административных и эксплуатаци-

онных затрат вместе со снижением сверхнормативных потерь в пределах 5%

на фоне значительного увеличения объемов реализации природного газа за

счет перевода ряда крупных предприятий из зоны потребления по прямым

договорам в общее число потребителей распредкомпании позволяет генери-

ровать средства, достаточные для покрытия потребностей в капиталовложе-

ниях.

Моделирование притока средств за счет реализации проводилось при

помощи коэффициентов собираемости средств от реализации. По результатам

моделирования денежных потоков были вычислены нетто-потоки денежных

средств. При моделировании денежных потоков традиционно предполагается

равенство оттоков денежных средств по расходам, фактическим затратам по

методу начисления. Также предполагалось, что отток средств по капиталь-

ным расходам будет происходить в том же периоде, в котором будут прив-

лекаться денежные средства по инвестиционным обязательствам. Таким об-

разом, вычитая сумму всех оттоков денежных средств от суммы всех прито-

ков денежных средств, получаем оценку сумм, получаемых инвестором. В

таблице N 7 приведены результаты расчетов притока денежных средств.

Таблица N 7

Результаты моделирования потоков денежных

средств ОАО "Севергаз"

| Наименование статей | 2006 год | 2007 год | 2008 год |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  | млн. | млн. | млн. | млн. | млн. | млн. |
|  | сом. | долл. | сом. | долл. | сом. | долл. |
| Приток средств за счет | 1147,4 | 27,3 | 1259,7 | 30,0 | 1384 | 32,9 |
| реализации |  |  |  |  |  |  |
| Приток средств за счет | 97,1 | 2,3 | 99,8 | 2,4 | 102,6 | 2,4 |
| транспортировки |  |  |  |  |  |  |
| Приток инвестиционных средств | 153,7 | 3,7 | 153,7 | 3,7 | 153,7 | 3,7 |
| Отток средств по текущим | 57,2 | 1,4 | 59,5 | 1,4 | 61,8 | 1,5 |
| расходам |  |  |  |  |  |  |
| Отток средств по оплате | 1064,0 | 25,3 | 1133,2 | 27,0 | 1209,1 | 28,8 |
| природного газа |  |  |  |  |  |  |
| Отток по капиталовложениям | 153,7 | 3,7 | 153,7 | 3,7 | 153,7 | 3,7 |
| Отток по налогу на прибыль | 20,6 | 0,5 | 24,9 | 0,6 | 29,4 | 0,7 |
| Нетто-приток денежных средств | 102,7 | 2,4 | 142,0 | 3,4 | 185,8 | 4,4 |

Анализируя результаты вышеприведенных расчетов, можно сделать сле-

дующие выводы:

- ОАО "Севергаз" способно извлекать достаточную прибыль из опера-

ционной деятельности и перераспределять ее между прочими неоперационны-

ми расходами и формированием положительной стоимости средств, получае-

мых инвестором;

- ОАО "Севергаз" при существующей структуре потребления газа на

севере Кыргызской Республики является перспективным предприятием, спо-

собным генерировать среднерыночную рентабельность общей реализации и

отвечать по своим обязательствам в сроки.

ОАО "Юггаз"

Моделирование деятельности ОАО "Юггаз" осуществлялось на основе

допущения об объединении двух видов деятельности в одном предприятии:

- реализация природного газа конечным потребителям;

- транспортировка природного газа по прямым договорам.

Также предполагалось, что с созданием нового субъекта газовой от-

расли на юге страны транспортировка по прямым договорам будет произво-

диться только для ТЭЦ города Ош и Майлуусуйского электролампового заво-

да (МСЭЛЗ), для которого поставки осуществляются газодобывающим предп-

риятием ОАО "Кыргызнефтегаз".

План продаж единого предприятия, получаемый путем суммирования

планов продаж для каждого из УГХ, в стоимостном выражении уступает пла-

ну продаж по ОАО "Севергаз". Получаемый план продаж показывает, что в

2006 году общая выручка ОАО "Юггаз" от реализации природного газа и

всей транспортировки составит 192,5 млн.сомов, в 2007 - 210,6 млн.со-

мов, а в 2008 году достигнет 230,3 млн.сомов.

Таблица N 8

Структура доходов объединенного ОАО "Юггаз"

| Наименование статей | 2006 год | 2007 год | 2008 год |
| --- | --- | --- | --- |
|  | млн.сом | млн.сом | млн.сом |
| Реализация природного газа | 184,9 | 202,6 | 221,9 |
| Население | 84,1 | 92,5 | 101,8 |
| Промышленные предприятия | 87,9 | 95,8 | 104,4 |
| Бюджетные организации | 13,0 | 14,3 | 15,7 |
| Транспортировка газа по прямым | 5,8 | 6,2 | 6,6 |
| договорам |  |  |  |
| Ош ТЭЦ | 4,1 | 4,4 | 4,7 |
| МСЭЛЗ | 1,8 | 1,8 | 1,9 |
| Транспортировка для РУз по | 1,8 | 1,8 | 1,9 |
| отводам газопровода |  |  |  |
| Урсатьевская-Фергана |  |  |  |
| Итого | 192,5 | 210,6 | 230,3 |

Структура расходов после реорганизации в результате моделирования

сложилась таким образом, что убыток распредкомпании ОАО "Юггаз" соста-

вит в 2006 году 22,4 млн.сомов и будет сокращаться до 6,9 млн.сомов к

2007 году, а в 2008 году выйдет на самоокупаемость, достигнув 7,7

млн.сомов чистой прибыли.

Таблица N 9

Структура расходов объединенного ОАО "Юггаз"

| Наименование статей | 2006 год | 2007 год | 2008 год |
| --- | --- | --- | --- |
|  | млн.сом | млн.сом | млн.сом |
| Себестоимость природного газа | 129,1 | 140,1 | 153,4 |
| Покупная стоимость | 126,8 | 138,9 | 152,1 |
| реализованного газа |  |  |  |
| Затраты по транспортировке | 2,3 | 1,2 | 1,3 |
| Нормативные потери | 14,6 | 15,9 | 17,2 |
| Сверхнормативные потери | 37,0 | 25,9 | 12,9 |
| Затраты | 34,3 | 35,7 | 37,1 |
| Итого расходов | 215,0 | 217,5 | 220,7 |
| Прибыль до налогообложения | -22,4 | -6,9 | 9,6 |
| Налог на прибыль | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Чистая прибыль | -22,4 | -6,9 | 7,7 |

Показатели потоков денежных средств свидетельствуют о способности

бизнеса обеспечивать ликвидность и отвечать по своим обязательствам.

Таблица N 10

Результаты моделирования потоков денежных

средств ОАО "Юггаз"

| Наименование статей | 2006 год | 2007 год | 2008 год |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  | млн. | млн. | млн. | млн. | млн. | млн. |
|  | сом. | долл. | сом. | долл. | сом. | долл. |
| Приток средств за счет | 182,2 | 4,3 | 208,9 | 5,0 | 243,3 | 5,8 |
| реализации |  |  |  |  |  |  |
| Приток средств за счет | 7,6 | 0,2 | 8,1 | 0,2 | 8,5 | 0,2 |
| транспортировки |  |  |  |  |  |  |
| Приток инвестиционных средств | 44,1 | 1,0 | 44,1 | 1,0 | 44,1 | 1,0 |
| Отток средств по текущим | 31,3 | 0,7 | 32,5 | 0,8 | 33,8 | 0,8 |
| расходам |  |  |  |  |  |  |
| Отток средств по оплате | 180,7 | 4,3 | 181,9 | 4,3 | 183,6 | 4,4 |
| природного газа |  |  |  |  |  |  |
| Отток по капиталовложениям | 44,1 | 1,0 | 44,1 | 1,0 | 44,1 | 1,0 |
| Отток по налогу на прибыль | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 1,9 | 0,0 |
| Чистый приток средств | -22,2 | -0,5 | 2,6 | 0,1 | 32,4 | 0,8 |

Риски

В рассматриваемой ситуации можно выделить следующие риски:

- внезапный рост цен на энергоносители либо пересмотр цен со сто-

роны поставщика;

- отсутствие политической воли в отношении увеличения тарифов и

разрешения предприятиям отключать постоянных неплательщиков;

- капитальные затраты на транспортировку и затраты на установку

счетчиков окажутся недостаточными для обеспечения снижения сверхнорма-

тивных потерь.

Выводы

В результате моделирования операционной и инвестиционной деятель-

ности распредкомпаний и единой газотранспортирующей компании был выяв-

лен скрытый потенциал способности газового сектора Кыргызской Республи-

ки функционировать в самоокупаемом режиме. Проанализировав результаты

расчетов по моделируемой ситуации, в основе которой лежит допущение о

реорганизации существующей газовой монополии ОАО "Кыргызгаз" и привле-

чения инвестиций в газовый сектор, можно сделать следующие выводы:

- распредкомпания ОАО "Севергаз" и ОАО "Кыргызтрансгаз" способны

извлекать достаточную прибыль из операционной деятельности и перерасп-

ределять ее между прочими неоперационными расходами и формированием по-

ложительной стоимости средств, получаемых инвестором;

- распредкомпания ОАО "Юггаз" способна выйти на самоокупаемость к

2008 году и функционировать далее, имея в эксплуатации модернизирован-

ные основные производственные средства, что позволит, в первую очередь,

сохранить газовый сектор юга страны и, соответственно, заложить основу

его развития в будущем;

- распредкомпании ОАО "Севергаз", ОАО "Юггаз" и газотранспортирую-

щая компания ОАО "Кыргызтрансгаз" при существующей структуре потребле-

ния газа в республике являются перспективными предприятиями, способными

генерировать среднерыночную рентабельность общей реализации и отвечать

по своим обязательствам в сроки.

В нижеследующих рисунках приведены графики, сравнивающие валовые

доходы и расходы распредкомпаний до 2006 и после 2006 года.

Рисунок N 1. График суммы валовых доходов и расходов БУГХ и ЧУГХ

до 2005 года и ОАО "Севергаз" с 2006 года (млн.сомов)

Рисунок N 2. График суммы валовых доходов и расходов ОУГХ, ДжУГХ,

БатУГХ до 2005 года и ОАО "Юггаз" с 2006 года

(млн.сомов)

Приложение

Таблица N 1. Расчет тарифа на 2006 год при цене приобретения

55 долл./тыс.куб.м для севера Кыргызской Республики

| Наименование | Ед. | Итого | Реализация | Транспортировка |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| статей | изм. |  | \------------------------ | \--------------- |  |  |  |
|  |  |  | населе- | пром. | бюджет. | ОсОО | ТЭЦ |
|  |  |  | ние | предпр. | организ. | "Интер- | г.Биш- |
|  |  |  |  |  |  | гласс" | кек |
| ОАО |  |  |  |  |  |  |  |
| "Севергаз" |  |  |  |  |  |  |  |
| Цена покупки | сом/- |  | 2310 | 2310 | 2310 |  |  |
| газа | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| Транзит по | сом/ |  | 342 | 342 | 342 |  |  |
| Республике | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| Казахстан |  |  |  |  |  |  |  |
| Транзит по | сом/ |  | 42 | 42 | 42 |  |  |
| Кыргызской | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| Республике |  |  |  |  |  |  |  |
| Потери | сом/ |  | 231 | 201 | 201 | 92 | 92 |
| природного | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| газа |  |  |  |  |  |  |  |
| Эксплуатаци- | сом/ |  | 440 | 230 | 230 | 490 | 175 |
| онные | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| затраты |  |  |  |  |  |  |  |
| Себестои- | сом/ |  | 3365 | 3124 | 3124 | 582 | 267 |
| мость | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| природного |  |  |  |  |  |  |  |
| газа |  |  |  |  |  |  |  |
| Капитальные | сом/ |  | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| затраты | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| Вознагражде- | сом/ |  | 230 | 469 | 469 | 87 | 40 |
| ние | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| инвестора |  |  |  |  |  |  |  |
| (15%) |  |  |  |  |  |  |  |
| Отпускная | сом/ |  | 3595 | 3593 | 3593 | 670 | 308 |
| цена | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| природного |  |  |  |  |  |  |  |
| газа |  |  |  |  |  |  |  |
| НДС (20%) | сом/ |  | 0 | 719 | 719 | 134 | 62 |
|  | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| Цена | сом/ |  | 3595 | 4312 | 4312 | 804 | 369 |
| природного | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| газа с НДС |  |  |  |  |  |  |  |
| Объем | т.куб.м | 585702 | 82163 | 188369 | 44870 | 38500 | 231800 |
| природного |  |  |  |  |  |  |  |
| газа |  |  |  |  |  |  |  |
| Сбор эксплу- | тыс. | 149227 | 36152 | 43325 | 10320 | 18865 | 40565 |
| атационных | сомов |  |  |  |  |  |  |
| затрат |  |  |  |  |  |  |  |
| Сбор | тыс. | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| капитальных | сомов |  |  |  |  |  |  |
| вложений |  |  |  |  |  |  |  |
| Итого затрат | тыс. | 149227 | 36152 | 43325 | 10320 | 18865 | 40565 |
|  | сомов |  |  |  |  |  |  |
| Потери газа | тыс. | 90722 | 18980 | 37769 | 8997 | 3557 | 21418 |
|  | сомов |  |  |  |  |  |  |
| Транзит по | тыс. | 107830 | 28090 | 64399 | 15340 | 0 | 0 |
| Республике | сомов |  |  |  |  |  |  |
| Казахстан |  |  |  |  |  |  |  |
| Транзит по | тыс. | 13247 | 3451 | 7911 | 1885 | 0 | 0 |
| Кыргызской | сомов |  |  |  |  |  |  |
| Республике |  |  |  |  |  |  |  |
| Покупка газа | тыс. | 728578 | 189797 | 435132 | 103649 | 0 | 0 |
|  | сомов |  |  |  |  |  |  |
| Всего затрат | тыс. | 1089603 | 276470 | 588537 | 140190 | 22422 | 61983 |
|  | сомов |  |  |  |  |  |  |
| Приток | тыс. | 1230511 | 295408 | 676817 | 161218 | 25786 | 71281 |
| средств от | сомов |  |  |  |  |  |  |
| реализации |  |  |  |  |  |  |  |
| Дополнитель- | тыс. | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| ный чистый | сомов |  |  |  |  |  |  |
| приток |  |  |  |  |  |  |  |
| Прибыль (+)/ | тыс. | 140908 | 18938 | 88281 | 21028 | 3363 | 9297 |
| Убыток (-) | сомов |  |  |  |  |  |  |

Таблица N 2. Расчет тарифа на 2006 год при цене приобретения

55 долл./тыс.куб.м для юга Кыргызской Республики

| Наименование | Ед. | Итого | Реализация | Транспортировка |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| статей | изм. |  | \------------------------ | \--------------- |  |  |  |
|  |  |  | населе- | пром. | бюджет. | КНГ для | ТЭЦ |
|  |  |  | ние | пред. | организ. | МСЭЛЗ | гор. |
|  |  |  |  |  |  |  | Ош |
| ОАО "Юггаз" |  |  |  |  |  |  |  |
| Цена покупки | сом/ |  | 2310 | 2310 | 2310 |  |  |
| газа | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| Транзит по | сом/ |  | 42 | 42 | 42 |  |  |
| Кыргызской | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| Республике |  |  |  |  |  |  |  |
| Потери | сом/ |  | 231 | 201 | 201 | 92 | 92 |
| природного | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| газа |  |  |  |  |  |  |  |
| Эксплуатаци- | сом/ |  | 500 | 360 | 360 | 50 | 180 |
| онные | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| затраты |  |  |  |  |  |  |  |
| Себестои- | сом/ |  | 3083 | 2913 | 2913 | 142 | 272 |
| мость | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| природного |  |  |  |  |  |  |  |
| газа |  |  |  |  |  |  |  |
| Капитальные | сом/ |  | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| затраты | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| Вознагражде- | сом/ |  | 308 | 437 | 437 | 21 | 41 |
| ние | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| инвестора |  |  |  |  |  |  |  |
| (15%) |  |  |  |  |  |  |  |
| Отпускная | сом/ |  | 3391 | 3349 | 3349 | 164 | 313 |
| цена | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| природного |  |  |  |  |  |  |  |
| газа |  |  |  |  |  |  |  |
| НДС (20%) | сом/ |  |  | 670 | 670 | 33 | 63 |
|  | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| Цена | сом/ |  | 3391 | 4019 | 4019 | 197 | 376 |
| природного | т.куб.м |  |  |  |  |  |  |
| газа с НДС |  |  |  |  |  |  |  |
| Объем | т.куб.м | 82408 | 24799 | 26231 | 3878 | 14500 | 13000 |
| природного |  |  |  |  |  |  |  |
| газа |  |  |  |  |  |  |  |
| Сбор эксплу- | тыс. | 26304 | 12399 | 9443 | 1396 | 725 | 2340 |
| атационных | сомов |  |  |  |  |  |  |
| затрат |  |  |  |  |  |  |  |
| Сбор | тыс. | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| капитальных | сомов |  |  |  |  |  |  |
| вложений |  |  |  |  |  |  |  |
| Итого затрат | тыс. | 26304 | 12399 | 9443 | 1396 | 725 | 2340 |
|  | сомов |  |  |  |  |  |  |
| Потери газа | тыс. | 14307 | 5729 | 5260 | 777 | 1340 | 1201 |
|  | сомов |  |  |  |  |  |  |
| Транзит по | тыс. | 2306 | 1042 | 1102 | 163 | 0 | 0 |
| Кыргызской | сомов |  |  |  |  |  |  |
| Республике |  |  |  |  |  |  |  |
| Покупка газа | тыс. | 126837 | 57285 | 60594 | 8957 | 0 | 0 |
|  | сомов |  |  |  |  |  |  |
| Всего затрат | тыс. | 169753 | 76455 | 76399 | 11293 | 2065 | 3541 |
|  | сомов |  |  |  |  |  |  |
| Приток | тыс. | 191393 | 84100 | 87859 | 12987 | 2375 | 4072 |
| средств от | сомов |  |  |  |  |  |  |
| реализации |  |  |  |  |  |  |  |
| Дополнитель- | тыс. | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| ный чистый | сомов |  |  |  |  |  |  |
| приток |  |  |  |  |  |  |  |
| Прибыль (+)/ | тыс. | 21640 | 7645 | 11460 | 1694 | 310 | 531 |
| Убыток (-) | сомов |  |  |  |  |  |  |

Таблица N 3. План ежегодного финансирования капиталовложений ОАО

"Севергаз"

| Наименование статей | ОАО "Севергаз" | БУГХ | ЧУГХ |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  | тыс. | тыс.долл. | тыс. | тыс.долл. | тыс. | тыс.долл. |
|  | сомов |  | сомов |  | сомов |  |
| Материалы на | 14809 | 353 | 8064 | 192 | 6745 | 161 |
| ремонтно-эксплуата- |  |  |  |  |  |  |
| ционные нужды и |  |  |  |  |  |  |
| аварийный запас |  |  |  |  |  |  |
| Техобследование, | 2000 | 48 | 1056 | 25 | 944 | 22 |
| ремонт и |  |  |  |  |  |  |
| реконструкция |  |  |  |  |  |  |
| газопроводов, |  |  |  |  |  |  |
| газотехнического |  |  |  |  |  |  |
| оборудования, |  |  |  |  |  |  |
| техники, механизмов |  |  |  |  |  |  |
| Капитальные и | 75720 | 1803 | 63090 | 1502 | 12630 | 301 |
| текущие затраты по |  |  |  |  |  |  |
| замене малонадежных |  |  |  |  |  |  |
| газопроводов, |  |  |  |  |  |  |
| газотехнического |  |  |  |  |  |  |
| оборудования |  |  |  |  |  |  |
| Переоснащение ЗУ и | 0 | 0 | 0 |  | 0 |  |
| ГРС современными |  |  |  |  |  |  |
| приборами учета |  |  |  |  |  |  |
| газа |  |  |  |  |  |  |
| Приобретение и | 866 | 21 | 437 | 10 | 429 | 10 |
| госповерка КИП |  |  |  |  |  |  |
| Мероприятия по ОТ и | 543 | 13 | 245 | 6 | 298 | 7 |
| ТБ |  |  |  |  |  |  |
| Приобретение и | 59731 | 1422 | 51385 | 1223 | 8346 | 199 |
| установка приборов |  |  |  |  |  |  |
| на ГРП, ШП и |  |  |  |  |  |  |
| населению |  |  |  |  |  |  |
| Итого | 153669 | 3659 | 124276 | 2959 | 29393 | 700 |

Таблица N 4. План ежегодного финансирования капиталовложений

ОАО "Юггаз"

| Наименование статей | ОАО "Юггаз" | ОУГХ | ДжУГХ | БатУГХ |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  | тыс. | тыс. | тыс. | тыс. | тыс. | тыс. | тыс. | тыс. |
|  | сомов | долл. | сомов | долл. | сомов | долл. | сомов | долл. |
| Материалы на | 6693 | 163 | 2334 | 56 | 1952 | 46 | 1062 | 25 |
| ремонтно-эксплуатаци- |  |  |  |  |  |  |  |  |
| онные нужды и |  |  |  |  |  |  |  |  |
| аварийный запас |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Техобследование, | 2331 | 57 | 1218 | 29 | 1700 | 40 | 925 | 22 |
| ремонт и |  |  |  |  |  |  |  |  |
| реконструкция |  |  |  |  |  |  |  |  |
| газопроводов, |  |  |  |  |  |  |  |  |
| газотехнического |  |  |  |  |  |  |  |  |
| оборудования, |  |  |  |  |  |  |  |  |
| техники, механизмов |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Капитальные и текущие | 13507 | 329 | 6952 | 166 | 7372 | 176 | 1800 | 43 |
| затраты по замене |  |  |  |  |  |  |  |  |
| малонадежных |  |  |  |  |  |  |  |  |
| газопроводов, |  |  |  |  |  |  |  |  |
| газотехнического |  |  |  |  |  |  |  |  |
| оборудования |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Переоснащение ЗУ и | 0 | 0 | 0 |  | 0 |  | 0 |  |
| ГРС современными |  |  |  |  |  |  |  |  |
| приборами учета газа |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Приобретение и | 3621 | 88 | 146 | 3 | 324 | 8 | 903 | 21 |
| госповерка КИП |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Мероприятия по ОТ и | 175 | 4 | 98 | 9 | 102 | 2 | 150 | 4 |
| ТБ |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Приобретение и | 8515 | 208 | 7880 | 188 | 6884 | 164 | 2267 | 54 |
| установка приборов на |  |  |  |  |  |  |  |  |
| ГРП, ШП и населению |  |  |  |  |  |  |  |  |
| Итого | 34842 | 850 | 18628 | 444 | 18334 | 437 | 7106 | 169 |

Таблица N 5. План ежегодного финансирования капиталовложений ОАО

"Кыргызтрансгаз"

| Наименование статей | ОАО "Кыргызтрансгаз" | ЮУМГ | СУМГ |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  | тыс.сом | тыс.долл. | тыс.сом | тыс. | тыс.сом | тыс. |
|  |  |  |  | долл. |  | долл. |
| Материалы на | 31039 | 739 | 20095 | 478 | 10944 | 261 |
| ремонтно-эксплуата- |  |  |  |  |  |  |
| ционные нужды и |  |  |  |  |  |  |
| аварийный запас |  |  |  |  |  |  |
| Техобследование, | 3630 | 86 | 2100 | 50 | 1530 | 36 |
| ремонт и |  |  |  |  |  |  |
| реконструкция |  |  |  |  |  |  |
| газопроводов, |  |  |  |  |  |  |
| газотехнического |  |  |  |  |  |  |
| оборудования, |  |  |  |  |  |  |
| техники, механизмов |  |  |  |  |  |  |
| Капитальные и | 43839 | 1044 | 24114 | 574 | 19725 | 470 |
| текущие затраты по |  |  |  |  |  |  |
| замене малонадежных |  |  |  |  |  |  |
| газопроводов, |  |  |  |  |  |  |
| газотехнического |  |  |  |  |  |  |
| оборудования |  |  |  |  |  |  |
| Переоснащение ЗУ и | 7814 | 0 | 0 |  | 7814 |  |
| ГРС современными |  |  |  |  |  |  |
| приборами учета газа |  |  |  |  |  |  |
| Приобретение и | 11212 | 267 | 9707 | 231 | 1506 | 36 |
| госповерка КИП |  |  |  |  |  |  |
| Мероприятия по ОТ и | 1108 | 26 | 308 | 7 | 800 | 19 |
| ТБ |  |  |  |  |  |  |
| Приобретение и | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| установка приборов |  |  |  |  |  |  |
| на ГРП, ШП и |  |  |  |  |  |  |
| населению |  |  |  |  |  |  |
| Итого | 98641 | 2163 | 56323 | 1341 | 42318 | 822 |