Роль газового сектора в экономике Украины

Реализации этой нормы сейчас занимается украинское правительство, которое готовится подписать мировое соглашение с компанией Vanco Prykerchenska Ltd (Британские Виргинские острова). Рассматриваются также совместные проекты НАК «Нефтегаз Украины» с ОАО «Газпром» по освоению структуры Паласа на шельфе Черного моря в районе российско-украинской границы и проекты ГАО «Черноморнефтегаз» с ОАО «ЛУКойл» по освоению трех морских месторождений (Одесское, Безымянное и площадь Субботина).

Если бы Украина установила единую цену на газ и, стимулируя привлечение частных инвестиций, увеличила бы его добычу на 10 млрд. куб. м. в год, а внутреннее потребление газа населением и ТКЭ снизилось на 5 - 8 млрд. куб. м. (этот эффект дают бытовое энергосбережение плюс постепенное сокращение населения), то такие меры решили бы основные финансовые проблемы НАК «Нефтегаз Украины». Сегодня этого не делается по двум причинам. Первая -- политический популизм. Правительство боится поднять цену на газ до экономически обоснованного уровня. Вторая - давление со стороны России. Дело в том, что реализация норм закона о рынке газа приведет к снижению в среднесрочном периоде импорта топлива из Российской Федерации на 15 - 18 млрд. куб. м. в год. В 2009 году Украина импортировала из России около 30 млрд. куб. м. газа. Таким образом, отмена трансфертного ценообразования в газовой отрасли способна вдвое сократить потребность Украины в российском газе, что в результате приведет к тому, что НАК «Нефтегаз Украины» будет перечислять ОАО «Газпром» на 5 - 6 млрд. долл. США в год меньше.

ОАО «Газпром» делает всё возможное, чтобы не допустить такого варианта развития событий и настаивает на резком, до 52 млрд. куб. м. в год, увеличении потребления Украиной российского газа. В частности, в 2010 году страна импортировала более 36 млрд. кубов, а в 2011 году НАК «Нефтегаз Украины» собирается закупить свыше 40 млрд. куб. м. газа на сумму 11-12 млрд. долл. США. А это около семи процентов от ВВП Украины. Если глава госкомпании Евгений Бакулин реализует планы по наращиванию импорта газа из России, то есть все основания предполагать, что НАК «Нефтегаз Украины» в итоге станет банкротом, а его имущество, в частности ГТС, будет реквизировано российскими банками, активно кредитующими сейчас НАК «Нефтегаз Украины». С последующей передачей ОАО «Газпром».

Для улучшения финансового состояния НАК «Нефтегаз Украины» мы предлагаем собственный расчет ставки транзита газа. Действующая ставка транзита в 2,78 долл. США за тыс. куб. м. на 100 км. является экономически необоснованной. НАК «Нефтегаз Украины» теряет около 8 млрд. долл. США при транзите природного газа по своей территории. При этом, НАК «Нефтегаз» платит за импортируемый им газ справедливую европейскую цену.

Основной характеристикой произведенных нами расчетов ставки транзита газа было соответствие принципам, заложенным в документах Энергетической Хартии. Договор к Энергетической Хартии (ДЭХ), подписанный и ратифицированный Украиной, регулирует отношения между странами в сфере энергетики [6].

Принимая во внимание, что НАК «Нефтегаз Украины» и ОАО «Газпром» входят в категорию государственных предприятий или иных привилегированных субъектов, которые создаются или поддерживаются сторонами Договора к Энергетической Хартии (Украиной и Российской Федерацией, соответственно), указанный договор будет применяться к отношениям между ними в энергетическом секторе (в том числе к отношениям, которые возникают по соглашению в газовой сфере), с учетом ограничений относительно применения Договора к Энергетической Хартии, которые могут содержаться в национальном законодательстве Российской Федерации.

Вывод, к которому мы пришли, следующий: на сегодняшний день не существует более обоснованного с юридической, экономической, практической и методологической точек зрения похода, чем тот, который был заложен в документах Энергетической Хартии. Соответственно, мы вынуждены были его использовать.

Объяснение лежит в экономической плоскости, которое мы можем предложить, следует из такой цитаты, взятой буквально с первой страницы вышеупомянутого доклада секретариата Энергетической Хартии: «Процесс определения структуры тарифов за транспортировку предполагает два важнейших этапа: расчет общего уровня требуемых доходов и распределение этих требуемых доходов среди пользователей системы. Общий уровень требуемых доходов зависит, прежде всего, от оценки стоимости базы активов с учетом ее амортизации, а также от нормы прибыли, на долю которых в совокупности приходится порядка 90% от общей суммы затрат. В связи с оценкой стоимости базы активов возникают трудности с точки зрения инвестиций прошлого периода, особенно в тех странах, для которых были характерны периоды высоких темпов инфляции».

Мы предполагаем, что выше 90% затрат были в большей мере попросту не включены в расчет.

Теперь приведем формулу для расчета ставки транзита:

(3.7)

Где - ставка транзита, грн. за тыс. куб. м. на 100 км;

- скорректированные постоянные денежные расходы, млн. грн.;

- амортизационные отчисления, млн. грн.;

- стоимость газотранспортной системы Украины, млн. грн.;

- объем транзита через территорию Украины, млн. куб. м.;

- среднее расстояние транзита, км.

Значения компонентов для расчета ставки транзита природного газа по территории Украины в 2009 году представлены в табл. 3.7.

Таблица 3.7 Данные для расчета экономически обоснованной транзитной ставки природного газа в 2009 году

Стоимость ГТС, млн. грн.	Скорректированные денежные расходы, млн. грн.	Амортизация, млн. грн.	Объем транзита, млн. куб. м.	Среднее расстояние транзита, км.
53869	19328	3676	95825,08	1090

Итоговый результат - экономически обоснованный размер транзитной ставки равняется 70,08 грн. (или 9,10 долл. США по курсу НБУ на 01.01. 2009 г.) за тыс. куб. м. газа на 100 км.

Теперь посчитаем потери НАК «Нефтегаз Украины» от действовавшей в 2009 году ставки в 1,7 долл. США. за тыс. куб. м. газа на 100 км.

Известно, что в 2009 году через территорию Украины было транспортировано 95825,08 млн. куб. м. газа. Посчитаем потери НАК «Нефтегаз Украины»:

(9,10 - 1,7)*95825080*1090/100 = 7 729 250 952,80 (долл. США).

Мы видим, что введение европейской методики определения ставки транзита могло бы существенно улучшить финансовое состояние НАК «Нефтегаз Украины». Например, в 2009 году упущенный доход от применения льготной транзитной ставки составил около 8 млрд. долл. США

Ниже приведено описание ключевых элементов формулы.

Скорректированные постоянные денежные затраты. Эти затраты включают операционные затраты ДК «Укртрансгаз», определенные в финансовой отчетности по международным стандартам (МСФО), за вычетом амортизации и затрат на топливный газ, а также часть операционных затрат НАК «Нефтегаз Украины» (как отдельного юридического лица), определенных в финансовой отчетности по международным стандартам (МСФО), за вычетом амортизации. Пропорция отнесения этих затрат на транзит была определена специалистами компании вместе с международными аудиторами.

Стоимость ГТС. В расчете мы использовали оценку восстановительной стоимости газотранспортной системы, которая была произведена по состоянию на конец 2006 года независимым оценщиком и принята международными аудиторами НАК «Нефтегаз Украины» в рамках работ по аудиту за 2006 год. Для расчета ставки на 2009 год стоимость ГТС была проиндексирована в соответствии с ожидаемым специалистами НАК «Нефтегаз Украины» темпами роста цен на основные материалы, используемые в этой системе.

Учитывая то, что дискуссия по поводу транзитной ставки и цены на импортный газ может предполагать анализ более широкого спектра аргументов, мы предлагаем учитывать также то, что в отношениях Украины и России был период, когда Украина закупала газ в России по ценам, превышавшим европейские. Например, на протяжении 1996 - 1997 годов Украина платила за российский природный газ, по крайней мере, на 1 - 2 долл. США за тыс. куб. м. больше, чем страны Западной Европы.

Также важно иметь в виду, что европейская формула цены является не «нэтбэк», как это хочет закрепить ОАО «Газпром», а корректировкой базовой цены замещения газом альтернативных энергоносителей на конкретном рынке потребителя (в нашем случае -- на рынке Украины) на основании изменения рыночных цен и структуры потребления этих энергоносителей. Таким образом, привязываться нужно не к цене в Европе, а к реальным ценам в Украине на уголь, атомную энергию и тому подобное.

Выводы к третьему разделу

1. На первом этапе реформирования необходимо провести структурную реформу НАК «Нефтегаз Украины», усилить лицензионную политику относительно поставщиков газа, упорядочить рентные платежи для производителей газа и постепенно уменьшать субсидирование льготных категорий потребителей за счет других участников газового рынка.

2. Второй этап реформирования предусматривает прекращение перекрестного субсидирования и четкое определения государством категории потребителей - физических лиц, которые имеют право на получение субсидий с целью частичной компенсации расходов, связанных с покупкой газа. Этот этап реформирования целесообразно внедрять через 3 - 4 года после начала реформирования газового сектора.

3.Третий этап реформирования предусматривает минимизацию государственного регулирования цен на газ и постепенное обеспечение свободного выбора поставщика газа всеми категориями потребителей.

4. Ключевым моментом при рассмотрении цены на газ для населения и предприятий теплокоммунэнерго является заниженная стоимость, устанавливаемая для предприятий, добывающих природный газ на территории Украины.

5. Цена на газ для населения Украины является экономически необоснованной только для той части населения, которая потребляет до 2,5 тыс. куб. м. газа в год.

5. Цена для предприятий ТКЭ является экономически необоснованной, экономически обоснованная цена составляет 2712,14 грн. за тыс. куб. м. (с учетом НДС, сбора в виде целевой надбавки, тарифа на транспортировку и поставку).

6. Экономически обоснованная цена на газ для промышленных и бюджетных предприятий составляет 3186,31 грн. за тыс. куб. м. (с учетом НДС, сбора в виде целевой надбавки, тарифа на транспортировку и поставку).

7. После проведенных расчетов было установлено, что экономически обоснованная ставка транзита природного газа по территории Украины в 2009 году должна составлять 8,76 долл. США за тыс. куб. м. газа на 100 км.

ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ

В первом разделе данной дипломной была дана характеристика газового сектора Украины как неотъемлемой составляющей всей экономики страны. Во втором разделе были рассмотрены методологические подходы по разработке ценовых систем на услуги газотранспортных компаний, была исследована практическая деятельность предприятий по газопоставке как одной из самых главных элементов цепочки поставок газа в Украине, был проведен финансовый анализ ОАО «Крымгаз» за период 2005 - 2009 годов. В заключительной части работы были предложены этапы реформирования газового сектора Украины, был проведен анализ концепций теории трансфертного ценообразования как главного метода установления цен на природный газ для конечных потребителей в Украине, были рассмотрены особенности установления и формирования цен для различных категорий потребителей, проведен расчет цен на газ для всех категорий конечных потребителей и предложены для них экономические обоснованные цены.

В первом разделе была дана характеристика системы управления и законодательного обеспечения газового сектора Украины. После чего можно сделать следующие выводы.

В целом, государственное управление в газовом секторе не является эффективным, ослабляется политической нестабильностью в стране и характеризуется избыточным политическим влиянием, отсутствием обоснованных, согласованных в рамках экономической системы стратегических ориентиров, преемственности политического курса, а также присущей всей системе государственного управления в Украине низкой исполнительной дисциплиной, бесконтрольностью и безответственностью.

Мы утверждаем, что общими следствиями низкой эффективности системы управления газовым сектором являются регулярные кризисные явления в газовой сфере (огромные долги участников газового рынка, периодические отключения потребителей от снабжения газа и тому подобное), что является одной из причин высокого уровня энергоемкости ВВП, который сохраняется в Украине на протяжении всего времени независимости.

К основным несоответствиям нормативно-правового обеспечения, регулирующего газовый сектор, и законодательства Евросоюза можно отнести следующие:

· все категории потребителей, за исключением промышленных, лишены права выбора поставщиков, а промышленные потребители - крайне ограниченны в таком выборе;

· не действуют механизмы разграничения видов деятельности по добыче, транспортировке и снабжению газа;

· не обеспечена прозрачность отчетности предприятий газового сектора;

· нет конкретных целей и механизмов либерализации рынка;

· созданы ценовые диспропорции между газом отечественной добычи и импортированного ресурса;

· предельный уровень цен определяется под политическим влиянием;

· распространенной является практика перекрестного субсидирования между НАК «Нефтегаз Украины» и его дочерними компаниями.

Принятие Закона Украины «Об основах функционирования рынка природного газа» призвано обеспечить системный подход к созданию условий для стабильного функционирования рынка природного газа и его дальнейшего развития, а также привести «газовое» законодательство Украины в соответствие с правом ЕС.

К главным положительным последствиям закона можно отнести то, что он закрепляет три основоположных принципа, которые являются ключевыми в праве ЕС и, от которых в значительной степени зависит возможность либерализации газового рынка:

1) свободный выбор потребителями поставщиков газа;

2) свободный и равный доступ к газовым сетям (магистральным газопроводам и внутренним газораспределительным сетям) и к мощностям для хранения газа;

3) отделение деятельности по транспортировке газа от деятельности по его добыче и поставке, а также отделение деятельности по распределению газа от деятельности по его добыче, поставке, хранению и транспортировке (так называемое газовое размежевание).

Главным механизмом усовершенствования национального законодательства в газовой сфере должна стать его адаптация к энергетическому законодательству ЕС, которое будет способствовать созданию конкурентных отечественных энергетических рынков, интегрированных с европейскими.

Во втором разделе была исследована деятельность предприятий по газопоставке, также был выполнен финансовый анализ ОАО «Крымгаз», после чего были сделаны следующие выводы.

В структуре расходов предприятий - поставщиков газа себестоимость реализованной продукции занимает одинаковое место. Существенное отличие наблюдается при рассмотрении административных и других операционных расходов.

ОАО «Крымгаз» существенно завышает резерв сомнительных долгов, что увеличивает операционные расходы предприятия. При этом предприятие списывает значительные суммы дебиторской задолженности связанным сторонам. Значительный рост резерва сомнительной задолженности произошел в 2006 году, когда было начислено около 50 млн. грн. (примерно каждая десятая гривна дохода). При этом в том же году была списана безнадежная задолженность на сумму около 20 млн. грн.

При анализе баланса ОАО «Крымгаз» выявлено, что на протяжении 2005 - 2009 годов необоротные активы выросли на 13%, а оборотные активы снизились на 35%. В связи с этим совокупные активы предприятия увеличились более чем на 13% за рассматриваемый период. При анализе пассива Баланса предприятия выявлено, что на протяжении рассматриваемого периода предприятие значительно нарастило непокрытый убыток, что является негативной тенденцией.

При анализе финансовых результатов было выявлено, что весь анализируемый период финансовое состояние существенно ухудшилось. Предприятие существенно нарастило свои убытки. Чистый убыток увеличился за рассматриваемый период более чем на 495%. При этом негативной динамикой является рост себестоимости продукции, темп роста которой превзошел темп роста дохода предприятия от реализации продукции.

После проведения вертикального анализа Баланса предприятия выявлено, что доля необоротных активов в структуре Баланса наиболее существенно увеличилась в 2007 - 2009 годах, составив более 65%.

Если посмотреть на структуру пассива, то можно увидеть, что на протяжении 2005 - 2006 годов происходит уменьшение доли собственного капитала со 33% в 2005 году до 19% в 2009 году. При этом в структуре собственного капитала наибольшую долю занимает другой дополнительный капитал. Текущие обязательства превышают собственный капитал. Это говорит об отрицательной тенденции ухудшения финансового положения предприятия. При горизонтальном и трендовом анализе отчета о финансовых результатах выявлено, что фирма существенно увеличила свои убытки. Существенный рост также показали операционные затраты предприятия. Значительно выросли прочие операционные расходы, а также материальные затраты. На основе полученных данных можно сделать вывод, что предприятию необходимо оптимизировать свои расходы для того, чтобы улучшить финансовое состояние компании. Особое внимание следует уделить административным расходам, которые выросли за рассматриваемый период почти в 2 раза.

Анализ платежеспособности показал, за весь рассматриваемый период было неплатежеспособным. Данный анализ был сделан на основе коэффициента платежеспособности, финансирования, обеспеченности собственными оборотными средствами и коэффициента маневренности собственного капитала. Коэффициенты платежеспособности и финансирования говорят о том, что собственный капитал мал и предприятие зависит от авансированных средств.

После анализа деловой активности было выявлено, что на протяжении 2005 - 2009 годов предприятие существенно улучшило эффективность использования свих ресурсов в 2008 - 2009 годах.

Коэффициенты рентабельности показали значительное отклонение от норм вследствие растущего чистого убытка предприятия на протяжении 2005 2009 годов.

Для более полной картины деятельности предприятия была произведена диагностика банкротства. ОАО «Крымгаз». Для этого использовались следующие методы: модель Винакора и Смита, модель Фитцпатрика, модель Мервина. Модель Винакора и Смита показала, что на протяжении всего рассматриваемого периода предприятие было предрасположено к банкротству. Такие же выводы можно сделать и на основании модели Фитцпатрика, которая показывает уменьшение показателей и приближение фирмы к банкротству. В методике Мервина помимо рассчитанных показателей предыдущими авторами также используется расчет коэффициента покрытия. Он также показал тенденцию того, что на данном этапе своей жизни предприятие близко к банкротству.

В третьем разделе мы внесли предложения по реформирования газового сектора Украины на микроуровне, а также был проведены расчеты экономически обоснованных цен для всех категорий конечных потребителей. При этом основные предложения заключаются в следующем.

На подготовительном этапе необходимо обеспечить предпосылки формирования конкурентного внутреннего газового рынка, а именно:

· структурное реформирование газового сектора, в первую очередь, подготовка к разделению НАК «Нефтегаз Украины» на самостоятельные предприятия по видам деятельности;

· погашение долговых обязательств всех участников нынешнего газового рынка (всех категорий потребителей газа, поставщиков, продавцов, транспортировщиков и собственно НАК «Нефтегаз Украины» и его дочерних компаний, в т.ч. - погашение ссуд и облигаций);

· постепенное повышение цен для льготных потребителей газа (население, коммунально-бытовые предприятия и бюджетные организации).

На первом этапе реформирования необходимо провести структурную реформу НАК «Нефтегаз Украины», усилить лицензионную политику относительно поставщиков газа, упорядочить рентные платежи для производителей газа и постепенно уменьшать субсидирование льготных категорий потребителей за счет других участников газового рынка.

Второй этап реформирования предусматривает прекращение перекрестного субсидирования и четкое определения государством категории потребителей - физических лиц, которые имеют право на получение субсидий с целью частичной компенсации расходов, связанных с покупкой газа. Этот этап реформирования целесообразно внедрять через 3 - 4 года после начала реформирования газового сектора. Это даст возможность, во-первых, субъектам рынка газа адаптироваться к работе в новых условиях - как поставщикам, так и потребителям. Во-вторых, на протяжении этого времени необходимо обеспечить постоянный государственный мониторинг рынка по определенным параметрам и, в случае необходимости, внести коррективы в мероприятия следующих этапов реформирования.

Источниками наполнения Государственного бюджета для компенсации стоимости газа определенным государством категориям населения являются рентные платежи и целевая надбавка на тариф по транспортировке газа магистральными газопроводами.

Третий этап реформирования предусматривает минимизацию государственного регулирования цен на газ и постепенное обеспечение свободного выбора поставщика газа всеми категориями потребителей.

После проведения анализа механизма ценообразования на природный газ для конечных потребителей были сделаны следующие выводы и предложения.

Ключевым моментом при рассмотрении цены на газ для населения и предприятий теплокоммунэнерго является заниженная стоимость, устанавливаемая для предприятий, добывающих природный газ на территории Украины. В 2010 году средневзвешенная цена на газ, добываемый на территории Украины составила 375,25 грн. за тыс. куб. м. при этом, реальная себестоимость добычи газа колеблется в диапазоне от 800 до 1200 грн. за тыс. куб. м.

Цена на газ для населения Украины является экономически необоснованной только для той части населения, которая потребляет до 2,5 тыс. куб. м. газа в год. При экономически обоснованной цене в 815,45 грн. за тыс. куб. м. данная категория населения реально платит около 743 грн. за тыс. куб. м.

Предельная цена (экономически обоснованная) на газ для промышленных и бюджетных предприятий должна составлять 2333,29 грн. за тыс. куб. м. (с учетом НДС, сбора в виде целевой надбавки, тарифа на транспортировку и поставку). В 2010 году средневзвешенная цена для данной категории потребителей составила 2445,69 грн. за тыс. куб. м. Мы можем сделать вывод, что для промышленных и бюджетных предприятий установлена экономически обоснованная цена на газ.

Цена для субъектов хозяйственной деятельности, которые вырабатывают тепловую энергию, является экономически необоснованной. Экономически обоснованная цена для них составляет 2712,14 грн. за тыс. куб. м. (с учетом НДС, сбора в виде целевой надбавки, тарифа на транспортировку и поставку) при действующем тарифе в 1957, 40 грн. за тыс. куб. м.

Для улучшения финансового состояния НАК «Нефтегаз Украины» мы предложили свой расчет ставки транзита газа по территории Украины. За основу была взята методика транзитной ставки европейского транзитного оператора Baumgarten-Oberkappel Gasleitungsgesellschaft m.b.H. (BOG).

После проведенных расчетов было установлено, что экономически обоснованная ставка транзита природного газа по территории Украины в 2009 году должна составлять 8,76 долл. США за тыс. куб. м. газа на 100 км.

При этом, потери НАК «Нефтегаз Украины» в 2009 году от установления экономически необоснованной ставки составили около 8 млрд. долл. США.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Закон Украины «Об основах функционирования рынка природного газа» от 08.07. 2010 г. № 2467-VI.

2. Закон Украины «Об акционерных обществах» от 17.09. 2008 г. № 514-VI.

3. Закон Украины «О нефти и газе» от 02.07. 2001 г. № 2665-III.

4. Закон Украины «О лицензировании определенных видов хозяйственной деятельности» от 01.06. 2000 г. № 1775-III.

5. Закон Украины «О естественных монополиях» от 20.04. 2000 г. № 1682

6. Закон Украины «О ратификации Договора к Энергетической Хартии и Протокола к Энергетической Хартии по вопросам энергетической эффективности и смежных экологических аспектов» от 06.02. 1998 г. № 89/98-ВР.

7. Закон Украины «О трубопроводном транспорте» от 15.05. 1996 г. № 92/96-ВР.

8. Постановление Кабинета Министров Украины «О присоединении Украины к Инициативе по обеспечению прозрачности в добывающих отраслях» от 30.09. 2009 г. № 1098.

9. Постановление Кабинета Министров Украины «О мерах по дальнейшему усовершенствованию механизма обеспечения природным газом отечественных потребителей» от 08.12. 2008 г. № 1697.

10. Постановление Кабинета Министров Украины «Об обеспечении потребителей природным газом» от 27.12. 2001 г. № 1729.

11. Постановление Кабинета Министров Украины «О разграничении функций по добыче, транспортировке, хранению и реализации природного газа» от 24.07. 1998 г. № 1173.

12. Постановление Кабинета Министров Украины «Об образовании Национальной акционерной компании «Нефтегаз Украины» от 25.05. 1998 г. № 747.

13. Постановление Кабинета Министров Украины «Об установлении полномочий органов исполнительной власти и исполнительных органов городских советов относительно регулирования цен (тарифов)» от 25.12. 1996 г. № 1548.

14. Постановление Кабинета Министров Украины «Об утверждении норм потребления природного газа населением в случае отсутствия газовых счетчиков» от 08.06. 1996 г. № 619.

15. Постановление Национальной комиссии регулирования электроэнергетики Украины «Об утверждении предельного уровня цены для учреждений и организаций, которые финансируются из государственного и местных бюджетов» от 30.07. 2010 г. № 1008.

16. Постановление Национальной комиссии регулирования электроэнергетики Украины «Об утверждении предельного уровня цены для промышленных потребителей и других субъектов хозяйствования» от 30.07. 2010 г. № 1009.

17. Постановление Национальной комиссии регулирования электроэнергетики Украины «Об утверждении предельного уровня цены на природный газ для субъектов хозяйствования, которые вырабатывают тепловую энергию, в том числе модульных (блочных) котельных, установленных на крыше и пристроенных» от 30.07. 2010 г. № 813.

18. Постановление Национальной комиссии электроэнергетики Украины «Об утверждении Розничных цен на природный газ, который используется для потребностей населения, Международного детского центра «Артек» и Украинского детского центра «Молодая гвардия» от 13.07. 2010 г. № 812.

19. Распоряжение Кабинета Министров Украины «Об одобрении Энергетической стратегии Украины на период до 2030 года» от 15.03. 2006 г. № 145 - р.

20. Методические рекомендации относительно проведения системного экономического анализа финансово-хозяйственной деятельности по осуществлению своевременных мероприятия по предотвращению банкротства предприятий транспортно-дорожного комплекса, утверждены Приказом Минтранса - 2003 - № 92. - с. 45.

21. Положение о порядке осуществления анализа финансового состояния предприятий, подлежащих приватизации. Утверждено приказом Министерства финансов Украины и Фонда государственного имущества Украины от 02.01. 2006 г. № 49/121. Зарегистрировано в Министерстве юстиции Украины. - 2006 - № 121/5312 - с. 35.

22. Методика проведения углубленного анализа финансово-хозяйственного состояния неплатежеспособных предприятий и организаций, утверждена Приказом Агентства по вопросам банкротства предприятий от 27.06. 2007 - № 81.

23. Директива 1998/98/30/ЕС.

24. Директива 2003/55/ЕС.

25. Виссема Х. Менеджмент в подразделениях фирмы. Предпринимательство и координация в децентрализованной компании - М.: Финансы и статистика, 1996. - 325 с.

26. Донская В.Ю. Трансфертные цены: достоинства и недостатки способов расчета // Математические модели и информационные технологии в менеджменте. - Вып. 1. СПб.: СПбГУ, 2001. - 478 с.

27. Коуз Р.Г. Природа фирмы // Уроки организации бизнеса / Под ред. А.А. Демина, В.С. Катькало. - СПб., 1994. - 352 c.

28. Уильямсон О.И. Экономические институты капитализма: Фирмы, рынки, «отношенческая» контрактация. СПб., 1996. - 456 с.

29. Фатеева Н.В. Финансовый анализ: теория, практика и интерпретация: Учеб. пособие. - Симферополь: ТНУ, 2010. - 160с.

30. Ackelsberg R., Yukl G. Negotiated transfer pricing and conflict resolution in organizations // Decision Sciences, 1979. - № 10, - p. 387.

31. Anthony R.N., Dearden J. Management Control Systems. R.D. Irwin, 1984. - p. 235.

32. Atkinson A.A. Intra-firm Cost and Resource Allocations: Theory and Practice, Toronto, 1987. - p. 441.

33. Baumol W.J., Fabian T. Decomposition, Pricing for Decentralization and External Economies // Management Science, 1964. Sept., pp. 1 - 31.

34. Cyert R.M., March J.G. A behavioral Theory of the Firm. Hemel Hempstead: Prentice - Hall, 1963, pp. 131 - 133.

35. Dopuch N., Drake D.F. Accounting implications of a mathematical programming approach to the transfer price problem // Journal of Accounting Research, 1964. - № 2 (1), pp. 10 - 24.

36. Eccles R.G. The transfer pricing problem: a theory for practice. - Lexington, 1985, pp. 15 - 17.

37. Emmanuel C.R. Transfer pricing in the corporate environment, Lancaster. - 1976, pp. 22 - 29.

38. Emmanuel C.R. Transfer Pricing: a diagnosis and possible solution to dysfunctional decision making in the divisionalised company // Management International Review, 1977. - № 17 (4), pp. 45 - 49.

39. Enzer H Static Theory of transfer pricing // Naval Research Logistic Quarterly, 1975. - № 22(2), pp. 375 - 389.

40. Ferguson R.C. Transfer pricing: selecting suitable methods // Journal of General Management, 1981. - № 55 (2), pp. 53 - 57.

41. Fremgen J. Transfer Pricing and management goals // Management Accounting, 1970. - № 52, pp. 25 - 31.

42. Gould J.R. Economic price determination // Journal of Business, 1964. January, pp. 61 - 67.

43. Greer H.C. Divisional profit calculation: notes on the «transfer rate» problem NAA Bulletin, 1962. - № 3 (11), pp. 5 - 12.

44. Herbert M., Morris D. Accounting data for value chain analysis // Strategic Management Journal, 1989, pp. 175 - 188.

45. Hill C.W.L. Internal organization and enterprise performance: some UK evidence // Management and decision economics, 1985. - № 6, pp. 201 - 206.

46. Hirshleifer J. Internal pricing and decentralized decisions. Bonini et.al, 1964. p. 223.

47. Hirshleifer J. On the economics of transfer pricing // The Journal of Business, 1956. - № 29, pp. 172 - 184.

48. Kanodia C. Risk sharing and transfer pricing systems under uncertainty Journal of Accounting Research, 1979, pp. 367 - 379.

49. Kruuskraa, V.A. and Kuck, B.T. (2001), A Long Term View For Unconventional Gas, Adanced Resources International, Inc, presentation at National Energy.

50. McAulay L., Tomkins C.R. A Review of the contemporary transfer pricing literature with recommendations for future research // British Journal of Management, 1992. - № 3, pp. 101 - 122.

51. Mehafdi M. Behavioral aspects of transfer pricing in UK decentralized companies. L., 1990. - p. 192.

52. Pashkus N.A., Pashkus V.Y. Information Management in Management of Organization: The Concept and Some Approaches // Economics & Management - 2000: Anilities and Methodology. The Articles of International Conference. Kaunas: Kaunas University, 2000.

53. Porter M.E. Competitive Strategies: Techniques for Analyzing Industries and Competitors. N.Y.: Free press, 1980 - p. 678.

54. Salomon Smith Barney (2001), Exploration and Production Monthly Update, February 2001, New York., - p. 367.

55. Sharav I. Transfer Pricing - diversity of goals and practices // Journal of Accountancy, 1974, № 137. - pp. 56 - 62.

56. Solomoтs D. Divisional Performance Measurement and Control. N.-Y., 1965.

57. Spicer B.H. Towards an organizational theory of the transfer pricing process Accounting, Organization and Society, 1988. - № 13 (3). - pp. 303 - 321.

58. Swieringa R.J., Waterhouse J.M. Organizational views on transfer pricing // Accounting, organizations and Society, 1982. - № 7 (2). - pp. 233 - 261.

59. Troxel R.B. On transfer pricing // CPA Journal, 1973. Oct. - pp. 806 - 807.

60. Vendig R.E. A three-part transfer price // Management Accounting, 1973. - № 55, pp. 33 - 36.

61. Watson D.J.H., Baumler J.V. Transfer pricing: a behavioral context // The Accounting Review, 1975. - № 50 (3), pp. 466 - 474.

62. Verrechia R.E. Discretionary disclosure // Journal of Accounting and economics, 1983. - № 5, pp. 179 - 194.

63. Williamson O.E. Transaction cost economics: the governance and contractual relations // The Journal of Law and Economics, 1979, pp. 233 - 261.

64. ПХГ - плохо? Хорошо? Грустно!/ UA Eergy. - [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.uaenergy.com.ua

65. Менделеев Д. Газета Зеркало недели/ № 11 (739) 28 марта -- 4 апреля 2009. Что заходит по трубе, а расходится по карманам? - [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.zn.ua/2000/2229/65789/

66. Фирташ признался, что контролирует 75% продаж газа в Украине/ Сегодня - [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.segodnya.ua/

67. Убыточные миллионеры/UaUnergy - [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.uaenergy.com.ua/

68. BP Statistical Review of World Energy 2010. - [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.bp.com/

69. Міжнародне енергетичне агентство - Україна. - Огляд енергетичної політики 2006, ОЕСР/МЕА, 2006. - 212 c.

70. Официальный сайт Baumgarten-Oberkappel Gasleitungsgesellschaft m.b.H. [Электоронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.bog-gmbh.at/

71. Офіційний сайт ДАТ «Чорноморнафтогаз» - [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://blackseagas.com

72. Официальный сайт Ассоциации «Газовые трейдеры Украины» - [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.gasua.com

73. Офіційний сайт ДП «Газ України» - [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.gasukraine.com.ua

74. Офiцiйний сайт Мiнiстерства енергетики та вугiльної промисловостi України. - [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://mpe.kmu.gov.ua

75. Офіційний сайт Державної установи «Агентство з розвитку інфраструктури фондового ринку України» - [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.smida.gov.ua

76. Офіційний сайт Національного агентства України з питань забезпечення ефективного використання енергетичних ресурсів. - [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://naer.gov.ua

77. Офіційний сайт НАК «Нафтогаз України» - [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.naftogaz.com

78. Офiцiйний сайт Нацiональной комiсii регулювання електроенергетики України - [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.nerc.gov.ua

79. Офiцiйний сайт Державного комiтету статистики України - [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.ukrstat.gov.ua

80. Офіційний сайт ДК «Укртрансгаз» - [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.utg.ua

81. Офіційний сайт ДК «Укргазвидобування» - [Электоронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.ugv.com.ua/

82. Официальный сайт ялтинсокого управления по эксплуататции газовго хозяйтсва ОАО «Крымгаз» - [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://yaltagaz.org.ua/

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение А

Структура государственного управления газовым сектором Украины

Приложение Б

Баланс ОАО «Крымгаз» за 2005 - 2009 гг.

АКТИВ	Код строки	на 01.01.2005 г.	на 01.01.2006 г.	на 01.01.2007 г.	на 01.01.2008 г.	на 01.01.2009 г.
1. Необоротные активы
Нематериальные активы
остаточная стоимость	010	133	48	211	169	115
первоначальная стоимость	011	287	196	395	387	495
износ	012	154	148	184	218	380
Незавершенное строительство	020	2 767	4 356	4 910	3 096	6 598
Основные средства
остаточная стоимость	030	124 214	142 643	164 471	190 403	213 008
первоначальная стоимость	031	174 259	197 616	226 586	264 854	301 330
износ	032	50 045	54 973	62 115	74 451	88 322
Долгосрочные финансовые инвестиции
которые учитываются методом участия в капитале	040	58	43	21	21	21
прочие	045	1	1	1	1	1
Долгосрочная дебиторская задолженность	050	5 882	5 408	1 512	1 581	427
Отсроченные налоговые активы	060	1 739	731	13 354	15 369	17 706
Прочие необоротные активы	070	0	0	0	0	0
Всего по 1 разделу:	080	134 794	153 230	184 480	210 640	237 876
2. Оборотные активы
Запасы:
производственные запасы	100	5 038	5 856	6 188	7 598	6 682
животные на выращивании и откорме	110	0	0	0	0	0
незавершенное производство	120	0	0	719	546	724
готовая продукция	130	17	24	15	9	3
товары	140	1 393	1 718	1 542	1 394	1 439
Векселя полученные	150	198	3	0	0	0
Дебиторская задолженность за товары, работы, услуги
чистая реализованная стоимость	160	119 622	112 046	57 163	51 550	54 716
первоначальная стоимость	161	128 187	114 887	109 018	106 575	109 149
резерв сомнительных долгов	162	8 565	2 841	51 855	55 025	54 433
Дебиторская задолженность по расчетам
с бюджетом	170	2 442	1 609	3 402	2 224	3 449
по выданным авансам	180	917	1 861	5 185	6 551	1 523
по начисленным доходам	190	0	0	0	0	0
по внутренним расчетам	200	5 008	2 961	3 938	8 629	15 763
Прочая текущая дебиторская задолженность	210	15 422	7 363	1 357	3 776	1 512
Текущие финансовые инвестиции	220	0	0	0	0	0
Денежные средства и их эквиваленты
в национальной валюте	230	4 690	4 965	7 000	4 111	5 797
в иностранной валюте	240	0	0	0	0	0
Прочие оборотные активы	250	18 520	18 280	15 558	20 566	20 431
Всего по 2 разделу:	260	173 267	156 686	102 067	106 954	112 039
3. Расходы будущих периодов	270	308 977	427	389	512	605
Баланс	280	308 977	310 343	286 936	318 106	350 520
ПАССИВ
1.Собственные капитал
Уставный капитал	300	8 979	8 979	8 979	8 979	8 979
Паевой капитал	310	0	0	0	0	0
Дополнительно вложенный капитал	320	0	0	0	0	0
Другой дополнительный капитал	330	119 943	138 211	159 001	182 892	201 560
Резервный капитал	340	1 518	1 518	1 518	1 518	1 518
Непокрытый убыток	350	28 137	13 277	73 786	112 527	145 603
Неоплаченный капитал	360	0	0	0	0	0
Изъятый капитал	370	0	0	0	0	0
Всего по 1 разделу:	380	102 303	135 431	95 712	80 862	66 454
2.Обепечение будущих расходов и платежей
Обеспечение выплат персоналу	400	1 851	2 390	2 903	4 133	5 522
Другие обеспечения	410	0	0	0	0	0
Страховые резервы	415	0	0	0	0	0
Доля перестраховщиков в страховых резервах	416	0	0	0	0	0
Целевое финансирование	420	290	291	803	802	0
Всего по разделу 2:	430	2 141	2 681	3 706	4 935	5 522
3. Долгосрочные обязательства
Долгосрочные кредиты банков	440	989	1 281	228	50	3 602
Долгосрочные финансовые обязательства	450	62	0	0	0	0
Отсроченные налоговые обязательства	460	0	0	0	0	0
Другие долгосрочные обязательства	470	0	130 469	34 594	29 710	42 287
Всего по 3 разделу:	480	1 051	131 750	34 822	29 760	45 889
4. Текущие обязательства
Краткосрочные кредиты банков	500	728	596	750	1 019	2 468
Текущая задолженность по долгосрочным обязательствам	510	0	253	1 053	2 378	2 135
Векселя выданные	520	901	901	901	901	901
Кредиторская задолженность за товары, работы, услуги	530	9 707	4 061	1 988	2 823	11 930
Текущие обязательства по расчетам
по выданным авансам	540	6 578	8 961	16 110	25 225	29 866
с бюджетом	550	1 695	2 495	3 361	3 642	5 980
по внебюджетным платежам	560	0	0	0	0	0
по страхованию	570	408	581	674	1 948	1 979
по оплате труда	580	1 171	1 812	1 964	4 899	5 111
с участниками	590	705	0	0	0	0
по внутренним расчетам	600	171 522	15 564	119 807	154 730	167 501
Другие текущие обязательства	610	9 877	5 071	5 618	4 525	4 336
Всего по 4 разделу:	620	203 292	40 295	152 226	202 090	232 207
5. Доходы будущих периодов	630	190	186	470	459	448
Баланс	640	308 977	310 343	286 936	318 106	350 520

Отчет о финансовых результатах ОАО «Крымгаз» за 2005 - 2009 гг

Статьи	Код строки	2005	2006	2007	2008	2009
1.Финансовые результаты
Доход (выручка) от реализации продукции (товаров, работ, услуг)	010	166366	258298	416999	498999	651039
НДС	015	27728	43050	69500	83 166	108506
Акциз	020
	025	353	1 938	3 576	14 309	9 312
Прочие отчисления из дохода	030	0	4 871	4 451	4 760	4 533
Чистый доход (выручка) от реализации продукции	035	138 285	208 439	339 472	396 764	528 688
Себестоимость реализованной продукции	040	129 687	205 710	329 891	413 663	578 803
Валовая
прибыль	050	8 598	2 729	9 581	0	0
убыток	055	0	0	0	16 899	50 115
Прочие операционные доходы	060	7 170	6 660	4 576	9 007	5 665
Административные расходы	070	8 839	10 862	14 286	15 567	16 160
Затраты на сбыт	080	6 899	7 336	8 250	10 728	10 926
Прочие операционные расходы	090	18 762	70 847	10 533	11 030	16 895
Финансовые результаты от операционной деятельности
прибыль	100	0	0	0	0	0
убыток	105	18 732	79 656	18 912	45 217	88 431
Доход от участия в капитале	110
Прочие финансовые доходы	120	81	0	0	0	0
Прочие доходы	130	4 536	5 617	8 835	11 512	9 512
Финансовые расходы	140	257	545	501	1 039	917
Расходы, связанные с участием в капитале	150	15	0	0	0	0
Другие расходы	160	573	188	356	467	373
Финансовые результаты от обычной деятельности до налогообложения
прибыль	170	0	0	0	0	0
убыток	175	14 960	74 772	10 934	35 211	80 209
Налог на прибыль от обычной деятельности	180	774	12 961	1 997	2 298	13 531
Финансовые результаты от обычной деятельности
прибыль	190
убыток	195	15 734	61 811	8 937	32 913	93 740
Чрезвычайные
доходы	200	0	0	0	0	0
расходы	205	0	0	307	246	4
Налоги с чрезвычайной прибыли	210	0	0	0	0	0
Чистая
прибыль	220	0	0	0	0	0
убыток	225	15 734	61 811	9 244	33 159	93 744
2. Элементы операционных затрат
материальные затраты	230	22 081	31 239	33 646	53 469	70 875
расходы на оплату труда	240	29 490	37 307	57 595	69 892	76 602
отчисления на социальные мероприятия	250	10 497	12 707	19 691	24 238	26 572
амортизация	260	6 590	8 248	12 964	14 651	13 821
другие операционные расходы	270	36 169	86 284	22 420	20 945	30 180
Всего:	280	104827	175785	146316	183195	218050

Приложение В

Оценка имущественного состояния ОАО «Крымгаз» за 2005 - 2009 гг

Показатель	на 01.01.2005 г. (базовый)	на 01.01.2006 г.	на 01.01.2007 г.	на 01.01.2008 г.	на 01.01.2009 г.
	на начало года	на начало года	на начало года	на начало года	на начало года
	Абс. величина, тыс. грн.	% к итогу баланса	Абс. величина, тыс. грн.	% к итогу баланса	Отклонение от 2005г.,%	Абс. величина, тыс. грн.	% к итогу баланса	Отклонение от 2006 г., %	Отклонение от базового, %	Абс. величина, тыс. грн.	% к итогу баланса	Отклонение от 2007 г., %	Отклонение от базового, %	Абс. величина, тыс. грн.	% к итогу баланса	Отклонение от 2008г.,%	Отклонение от базового, %
1. Необоротные активы	134794	43,63	153230	49,37	13,68	184480	64,29	20,39	36,86	210640	60,09	14,18	56,27	237876	67,86	12,93%	76,47%
в т.ч. ОС (остаточная стоимость)	133	0,04	48	0,02	-63,91	211	0,07	339,58	58,65	169	0,05	-19,91	27,07	115	0,03	-31,95%	-13,53%
2. оборотные активы	173267	56,08	156686	50,49	-9,57	102067	35,57	-34,86	-41,09	106954	30,51	4,79	-38,27	112039	31,96	4,75%	-35,34%
в т.ч. производственные запасы	5038	1,63	5856	1,89	16,24	6188	2,16	5,67	22,83	7598	2,17	22,79	50,81	6682	1,91	-12,06%	32,63%
Всего активов:	308061	99,70	309916	99,86	0,60	286547	99,86	-7,54	-6,98	317594	90,61	10,83	3,09	349915	99,83	10,18%	13,59%

Приложение Г

Оценка финансовых результатов деятельности ОАО «Крымгаз» за 2005 - 2099 гг.

Показатели	2005	2006	2007	2008 г.	2009 г.
	Абсолютная величина, тыс. грн.	Абсолютная величина тыс. грн.	Абсолютное отклонение, тыс. грн.	Отклонение, %	Абсолютная величина, тыс. грн.	Абсолютное отклонение, тыс. грн.	Отклонение, %	Отклонение от базового, %	Абсолютная величина, тыс. грн	Абсолютное отклонение, тыс. грн.	Отклонение,%	Отклонение от базового, %	Абсолютная величина тыс. грн.	Абсолютное отклонение, тыс. грн.	Откло-нение, %	Отклонение от базового, %
Доход (выручка) от реализации продукции (товаров, работ, услуг)	166366	258298	91932	55,26	416999	158701	61,44	150,65	498999	82000	119,66	199,94	651039	237376	130,47	291,33
Себестоимость реализованной продукции	129687	205710	76023	58,62	329891	124181	60,37	154,37	413663	83772	125,39	218,97	578803	495031	139,92	281,71
Валовая
Прибыль	8598	2729	-5869	-68,26	9581	6852	251,08	11,43
Убыток	0	0	0						16899				50115	33216	196,56
Прочие операционные доходы	7170	6660	-510	-7,11	4576	-2084	-31,29	-36,18	9007	4431	96,83	25,62	5665	-3342	-37,10	-20,99
Административные расходы	8839	10862	2023	22,89	14286	3424	31,52	61,62	15567	1281	8,97	76,12	16160	593	3,81	82,83
Затраты на сбыт	6899	7336	437	6,33	8250	914	12,46	19,58	10728	2478	30,04	55,50	10926	198,00	1,85	58,37
Прочие операционные затраты	18762	70847	52085	277,61	10533	-60314	-85,13	-43,86	11030	497	4,72	-41,21	16895	5865	53,17	-9,95
Финансовые результаты от операционной деятельности
прибыль	0	0	0		0	0
убыток	18732	79656	60924	325,24	18912	-60744	-76,26	0,96	45217	26305	139,09	141,39	88431	43214	95,57	372,09
Прочие финансовые доходы	81	0	-81	-100,00	0	0		-100,00	0
Прочие доходы	4536	5617	1081	23,83	8835	3218	57,29	94,78	11512	2677	30,30	153,79	9512	-2000	-17,37	109,70
Финансовые результаты от обычной деятельности до налогообложения
прибыль	0	0	0		0	0
убыток	15734	61811	46077	292,85	8937	-52874	-85,54	-43,20	32913	23976	268,28	109,18	93740	60827	184,81	495,78
Налог на прибыль от обычной деятельности	774	12961	12187	1574,55	1997	-10190	-78,62	158,01	2298	301	15,07	196,90	13531	11233	488,82	1648,19
Финансовые результаты от обычной деятельности						0
прибыль	0	0	0		0	0
убыток	15734	61811	46077	292,85	8937	-52874	-85,54	-43,20	33159	24222	271,03	110,75	93740	60581	250,11	495,78

Приложение Д

Сводная таблица финансовых показателей ОАО «Крымгаз» за 2005 - 2009 гг.

Показатели	Нормативное значение	2005	2006	2007	2008	2009
1 Анализ имущественного состояния
Коэффициент износа основных средств	Уменьшение	0,287	0,278	0,274	0,281	0,293
2 Анализ ликвидности предприятия
Коэффициент покрытия	> 1	0,852	3,888	0,670	0,529	0,482
Коэффициент быстрой ликвидности	0,6-0,8	0,821	3,700	0,615	0,482	0,444
Коэффициент абсолютной ликвидности	>0 Увеличение	0,023	0,123	0,046	0,020	0,025
Чистый оборотный капитал	>0 Увеличение	-30025,000	116391,000	-50159,000	-95136,000	-120168,000
3 Анализ платежеспособности предприятия
Коэффициент платежеспособности	>0,5	0,331	0,436	0,334	0,254	0,190
Коэффициент финансирования	<1 Уменьшение	2,020	1,292	1,998	2,934	4,275
Коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами	>0,1	-0,173	0,743	-0,491	-0,890	-1,073
Коэффициент маневренности собственного капитала	>0 Увеличение	-0,293	0,859	-0,524	-1,177	-1,808
4 Анализ деловой активности
Коэффициент оборачиваемости активов	Увеличение	0,448	0,672	1,183	1,247	1,508
Коэффициент оборачиваемости кредиторской задолженности	Увеличение	0,718	6,064	2,344	2,043	2,368
Коэффициент оборачиваемости дебиторской задолженности	Увеличение	0,493	0,856	1,464	1,693	2,198
Срок погашения дебиторской задолженности	Уменьшение	740,006	426,520	249,358	215,570	166,069
Срок погашения кредиторской задолженности	Уменьшение	508,593	60,194	155,694	178,623	154,142
Коэффициент оборачиваемости материальных запасов	Увеличение	20,113	27,074	38,976	43,329	65,416
Коэффициент оборачиваемости основных средств	Увеличение	0,794	1,055	1,498	1,498	1,755
Коэффициент оборачиваемости собственного капитала	Увеличение	1,352	1,539	3,547	4,907	7,956
5 Анализ рентабельности предприятия
Коэффициент рентабельности активов	>0, увеличение	-0,051	-0,199	-0,032	-0,104	-0,267
Коэффициент рентабельности собственного капитала	>0, увеличение	-0,154	-0,456	-0,097	-0,410	-1,411
Коэффициент рентабельности деятельности	>0, увеличение	-0,114	-0,297	-0,027	-0,084	-0,177
Коэффициент рентабельности продукции	>0, увеличение	-0,049	-0,069	-0,037	-0,098	-0,127

Приложение Ж

Вертикальный анализ баланса ОАО «Крымгаз» за 2004 - 2009 гг.

БАЛАНС							Вертикальный анализ
АКТИВ	Код строки	на 01.01.2005 г.	на 01.01.2006г.	на 01.01.2007г.	на 01.01.2008 г\	на 01.01.2009 г.	на 01.01.2005 г.	на 01.01.2006г.	на 01.01.2007г.	на 01.01.2008 г.	на 01.01.2009 г.
1. Необоротные активы
Нематериальные активы
остаточная стоимость	010	133	48,00	211,00	169	115	0,043%	0,015%	0,074%	0,053%	0,033%
первоначальная стоимость	011	287	196,00	395,00	387	495	0,093%	0,063%	0,138%	0,122%	0,141%
Износ	012	154	148,00	184,00	218	380	0,050%	0,048%	0,064%	0,069%	0,108%
Незавершенное строительство	020	2767	4356,00	4910,00	3096	6598	0,896%	1,404%	1,711%	0,973%	1,882%
Основные средства							0,000%	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%
остаточная стоимость	030	124214	142643,00	164471,00	190 403	213008	40,202%	45,963%	57,320%	59,855%	60,769%
первоначальная стоимость	031	174259	197616,00	226586,00	264 854,00	301330	56,399%	63,677%	78,967%	83,260%	85,967%
Износ	032	50045	54973,00	62115,00	74 451,00	88322	16,197%	17,714%	21,648%	23,404%	25,197%
Долгосрочные финансовые инвестиции										0,000%	0,000%
которые учитываются методом участия в капитале	040	58	43,00	21,00	21	21	0,019%	0,014%	0,007%	0,007%	0,006%
прочие	045	1	1,00	1,00	1	1	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%
Долгосрочная дебиторская задолженность	050	5882	5408,00	1512,00	1581	427	1,904%	1,743%	0,527%	0,497%	0,122%
Отсроченные налоговые активы	060	1739	731,00	13354,00	15369	17706	0,563%	0,236%	4,654%	4,831%	5,051%
Другие необоротные активы	070	0	0,00	0,00	0	0	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%
Всего по 1 разделу:	080	134794	153230,00	184480,00	210 640,00	237876	43,626%	49,374%	64,293%	66,217%	67,864%
2. Оборотные активы							0,000%	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%
Запасы:							0,000%	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%
производственные запасы	100	5038	5856,00	6188,00	7598	6682	1,631%	1,887%	2,157%	2,389%	1,906%
животные на выращивании и откорме	110	0	0,00	0,00	0	0	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%
незавершенное производство	120	0	0,00	719,00	546	724	0,000%	0,000%	0,251%	0,172%	0,207%
готовая продукция	130	17	24,00	15,00	9	3	0,006%	0,008%	0,005%	0,003%	0,001%
товары	140	1393	1718,00	1542,00	1394	1439	0,451%	0,554%	0,537%	0,438%	0,411%
Векселя полученные	150	198	3,00	0,00	0	0	0,064%	0,001%	0,000%	0,000%	0,000%
Дебиторская задолженность за товары, работы, услуги										0,000%	0,000%
чистая реализованная стоимость	160	119622	112046,00	57163,00	51550	54716	38,716%	36,104%	19,922%	16,205%	15,610%
первоначальная стоимость	161	128187	114887,00	109018,00	106575	109149	41,488%	37,019%	37,994%	33,503%	31,139%
резерв сомнительных долгов	162	8565	2841,00	51855,00	55025	54433	2,772%	0,915%	18,072%	17,298%	15,529%
Дебиторская задолженность по расчетам								0,000%	0,000%	0,000%	0,000%
с бюджетом	170	2 442	1609,00	3402,00	2224	3449	0,790%	0,518%	1,186%	0,699%	0,984%
по выданным авансам	180	917	1861,00	5185,00	6551	1523	0,297%	0,600%	1,807%	2,059%	0,434%
по начисленным доходам	190	0	0,00	0,00	0	0	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%
по внутренним расчетам	200	5 008	2961,00	3938,00	8629	15763	1,621%	0,954%	1,372%	2,713%	4,497%
Другая текущая дебиторская задолженность	210	15 422	7363,00	1357,00	3776	1512	4,991%	2,373%	0,473%	1,187%	0,431%
Текущие финансовые инвестиции	220	0	0,00	0,00	0	0	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%
Денежные средства и их эквиваленты										0,000%	0,000%
в национальной валюте	230	4 690	4965,00	7000,00	4111	5797	1,518%	1,600%	2,440%	1,292%	1,654%
в иностранной валюте	240	0	0,00	0,00	0	0	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%
Другие оборотные активы	250	18 520	18280,00	15558,00	20566	20431	5,994%	5,890%	5,422%	6,465%	5,829%
Всего по 2 разделу:	260	173 267	156686,00	102067,00	106 954	112039	56,078%	50,488%	35,571%	33,622%	31,964%
3. Расходы будущих периодов	270	916	427,00	389,00	512	605	100,000%	0,138%	0,136%	0,161%	0,173%
Баланс	280	308 977	310343,00	286936,00	318 106,00	350520	100,000%	100,000%	100,000%	100,000%	100,000%
ПАССИВ										0,000%	0,000%
1.Собственный капитал										0,000%	0,000%
Уставный капитал	300	8 979	8979,00	8979,00	8 979,00	8979	2,906%	2,893%	3,129%	2,823%	2,562%
Паевой капитал	310	0	0,00	0,00	0	0	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%
Дополнительно вложенный капитал	320	0	0,00	0,00	0	0	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%
Другой дополнительный капитал	330	119 943	138211,00	159001,00	182 892,00	201560		44,535%	55,413%	57,494%	57,503%
Резервный капитал	340	1 518	1518,00	1518,00	1518	1518	0,491%	0,489%	0,529%	0,477%	0,433%
Непокрытый убыток	350	28 137	13277,00	73786,00	112527	145603	9,107%	4,278%	25,715%	35,374%	41,539%
Неоплаченный капитал	360	0	0,00	0,00	0	0	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%
Изъятый капитал	370	0	0,00	0,00	0	0	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%
Всего по 1 разделу:	380	102303	135431,00	95712,00	80 862,00	66454	33,110%	43,639%	33,357%	25,420%	18,959%
2.Обепечение будущих расходов и платежей										0,000%	0,000%
Обеспечение выплат персоналу	400	1 851	2390,00	2903,00	4133	5522	0,599%	0,770%	1,012%	1,299%	1,575%
Другие обеспечения	410	0	0,00	0,00	0	0	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%
Страховые резервы	415	0	0,00	0,00	0	0	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%
Доля перестраховщиков в страховых резервах	416	0	0,00	0,00	0	0	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%	0,000%
Целевое финансирование	420	290	291,00	803,00	802	0	0,094%	0,094%	0,280%	0,252%	0,000%
Всего по разделу 2:

Подобные документы

• Формирование институциональных предпосылок развития финансового сектора экономики Украины

  Выявление и анализ специфических черт процесса институционального становления финансового сектора Украины. Исследование институциональной трансплантации, институциональных ловушек и заимствований. Инкрементальный процесс формирования финансового сектора.
  
  контрольная работа [140,0 K], добавлен 19.09.2011
  

• Государственная поддержка предпринимательского сектора Украины

  Применение программно-целевого метода планирования для развития предпринимательского сектора Украины. Анализ состояния малого бизнеса, основные проблемы его деятельности. Пути повышения эффективности государственной поддержки малого предпринимательства.
  
  контрольная работа [947,2 K], добавлен 25.03.2013
  

• Экономическая политика Украины 90-х годов

  История развития экономики Украины в 90-х гг. Структура внешней торговли Украины. Направление интеграционных процессов и реализация конкурентных преимуществ Украины. Анализ комплексной экономической политики и интегрирования Украины в мировое хозяйство.
  
  реферат [23,8 K], добавлен 01.12.2009
  

• Эволюция политики Украины в отношении СНГ (1991-2014 годы)

  Знакомство с особенностями и проблемами взаимодействия Украины со странами-членами СНГ. Способы выявления механизмов формирования внешнеполитического курса. Общая характеристика основных методов обеспечения стабильности международного положения Украины.
  
  дипломная работа [95,9 K], добавлен 23.05.2015
  

• Конкурентные позиции предприятий горно-металлургического комплекса Украины

  Структурная перестройка металлургической промышленности Украины с обретением независимости, переориентация отрасли на внешние рынки сбыта. Конкуренты листопрокатных предприятий Украины, пути повышения конкурентоспособности отечественного производителя.
  
  реферат [33,3 K], добавлен 02.12.2009
  

• Тепловая энергетика Украины

  Энергетическая база Украины. Алгоритм реструктуризационных изменений рынка тепловой энергии Украины. Формы собственности генерирующих мощностей. Проблемы тепловой энергетики Украины. Приватизация и приток инвестиций в тепловую энергетику Украины.
  
  курсовая работа [895,4 K], добавлен 09.12.2007
  

• Инновационное развитие аграрного сектора экономики Украины

  Особенности развития инновационного процесса в сфере агропродовольственного производства Украины. Технологическая модернизация, ресурсосбережение, повышение качественных характеристик продукции, улучшение экологической составляющей как основные цели.
  
  контрольная работа [39,1 K], добавлен 25.02.2012
  

• Особенности развития и роль российского газового комплекса на мировом рынке природного газа

  Сущность и эволюция структуры мирового рынка природного газа. Особенности международной торговли природным газом. Анализ современного состояния российского газового комплекса. Оценка внешних и внутренних угроз развитию газового комплекса России.
  
  дипломная работа [3,4 M], добавлен 21.05.2013
  

• Машиностроительный комплекс Украины

  Значение машиностроения в экономике Украины. Современный уровень развития и характеристика размещения отрасли. Структура машиностроительного комплекса Украины. Основные проблемы, перспективы развития и территориальной организации машиностроения.
  
  курсовая работа [51,0 K], добавлен 11.12.2007
  

• Оценка экспортных возможностей АПК Украины

  Сравнительный анализ показателей объемов и структуры экспорта сельскохозяйственной продукции зарубежных стран и Украины. Предложения относительно наращивания объемов отечественного экспорта и совершенствования его структуры на основании зарубежного опыта.
  
  контрольная работа [566,1 K], добавлен 25.10.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам